propuesta diseño confiable de subestación de distribución 46/23 kv

UNIVERSIDAD DE EL SALVADOR

FACULTAD DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA

ESCUELA DE INGENIERIA ELECTRICA

Propuesta diseño confiable de subestación de distribución 46/23 kV en zona urbana con

capacidad de 50 MVA.

PRESENTADO POR:

BILLY ARMANDO HERNÁNDEZ GUTIÉRREZ

OSCAR EUGENIO LÓPEZ ALVARADO

MARIO ARTURO SOTO VARGAS

PARA OPTAR AL TITULO DE:

INGENIERO ELECTRICISTA

CIUDAD UNIVERSITARIA, JUNIO DE 2015


RECTOR :

ING. MARIO ROBERTO NIETO LOVO SECRETARIA GENERAL :

DRA. ANA LETICIA ZAVALETA DE AMAYA

FACULTAD DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA DECANO :

ING. FRANCISCO ANTONIO ALARCÓN SANDOVAL SECRETARIO :

ING. JULIO ALBERTO PORTILLO

ESCUELA DE INGENIERIA ELÉCTRICA

DIRECTOR :

MSc. e ING. JOSÉ WILBER CALDERÓN URRUTIA


FACULTAD DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA

ESCUELA DE INGENIERIA ELECTRICA

Trabajo de Graduación previo a la opción al Grado de:

INGENIERO ELECTRICISTA

Título :

Propuesta diseño confiable de subestación de distribución 46/23 kV en zona urbana con

capacidad de 50 MVA. Presentado por :

BILLY ARMANDO HERNÁNDEZ GUTIÉRREZ



Trabajo de Graduación Aprobado por : Docente Asesor :

ING. NUMA POMPILIO JIMÉNEZ CORTÉZ

San Salvador, Junio de 2015

Trabajo de Graduación Aprobado por:

Docente Asesor :

ING. NUMA POMPILIO JIMÉNEZ CORTÉZ

BILLY ARMANDO HERNÁNDEZ GUTIERREZ

AGRADECIMIENTOS

A Dios todo poderoso por haberme dado la sabiduría, fuerzas y salud para poder culminar

este proyecto, también por sus bendiciones en todo el trayecto de mi carrera y sobre todo

por permitirme concluir esta etapa de mi vida con éxito.

A mis padres Julio Cesar Hernández y María Eugenia Gutiérrez por todo el apoyo

brindado en todo momento que los necesité y sobre todo el esfuerzo que ellos realizaron

para poder sacarme adelante, sin olvidar los consejos y el cariño que ellos supieron

darme.

A mi hermano Julio Hernández por el apoyo económico y palabras de aliento para seguir

adelante.

A mis compañeros por la compañía y la ayuda recibida en esta etapa de mi vida y por los

momentos alegres que compartimos.

A la familia Rodríguez Cruz por el apoyo y los consejos de parte de ellos que fueron de

mucha importancia en esta etapa de mi vida.

DEDICATORIA

A Dios todo poderoso y mi familia que fueron mi principal motivación para culminar mi

carrera.


AGRADECIMIENTOS

A mi madre Gladis Elizabeth Alvarado, por ser siempre una mujer fuerte que me dio la

vida, la fortaleza y las atenciones durante todo este tiempo.

A mi padre Víctor Manuel López, que ha demostrado ser un hombre que afronta los retos

con mucho coraje y sabiduría.

A mis familiares, compañeros y amigos con los que degustamos más de alguna

conversación, de las cuales siempre he aprendido y me ha dejado momentos agradables.


AGRADECIMIENTOS

A Dios Todopoderoso: Por haberme preparado y capacitado para este momento de

mi vida y darme la confianza plena y certera que su mano siempre estará de mi lado para

afrontar cada batalla. Por toda la inteligencia y carácter que con mucho amor me ha dado,

y que ha construido en mí durante todos estos años. Este triunfo es para glorificar su

nombre.

A mis padres: Quienes me lo han dado todo. Porque jamás me han dejado solo en

ningún momento de mi vida, aun en las derrotas han estado ahí fielmente para corregirme

y alentarme con mucho amor. Han custodiado y apoyado cada paso y decisión que he

dado durante todo mi caminar hasta llegar a este momento. Les agradezco porque este

triunfo no es solo mío, ya que representa el trabajo de ellos sobre mí.

A mí amada hermana: por ser un ejemplo vivo de calidad de estudiante y persona,

de quien he visto y seguido para aprender a triunfar. Por ser un motivo más para lograr las

metas que me propongo. Por estar ahí siempre para escucharme y recibirme en

momentos de alegría y tristeza.

A mi novia y futura esposa: Porque le ha dado un nuevo sentido a esta meta

alcanzada; ya que representa todo lo que quiero construir en la vida y todo lo que quiero

ser, porque le da un motivo y razón a cada decisión tomada. Este triunfo es para ella

también, ya que ha sido un pilar de apoyo incondicional e indispensable para lograr esta

meta. Por saberme aconsejar, guiar y ser la voz de aliento que Dios ha querido para mi

vida.

A mis abuelos y abuelas: Por su sacrificio y amor que, junto a mis padres, me han

traído la bendición de estar donde estoy.

A mis compañeros de tesis: Por su apoyo y sacrificio en conjunto para lograr esta

meta, por las noches de desvelo y entregadas al trabajo; ya que, es gracias a l esfuerzo

de todos que podemos decir “lo hemos logrado”.

i

INDICE DE CONTENIDO

Pág.

CAPITULO 1. ASPECTOS GENERALES ...................................................................................................... 11

1.1 DESCRIPCIÓN DEL TEMA ........................................................................................................................ 11

1.2 OBJETIVOS .......................................................................................................................................... 11

1.3 ALCANCES .......................................................................................................................................... 12

1.4 ANTECEDENTES ................................................................................................................................... 13

1.5 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................................................................ 16

1.6 JUSTIFICACIÓN ..................................................................................................................................... 17

1.7 REFERENCIAS ...................................................................................................................................... 17

CAPITULO 2. CONSIDERACIONES DE LOCALIZACIÓN Y SITIO .................................................................. 19

2.1 CRITERIOS A CONSIDERAR PARA LA SELECCIÓN DE TERRENO .......................................................................... 19

2.1.1 Criterio Eléctrico ......................................................................................................................... 19

2.1.2 Criterio de Construcción .............................................................................................................. 20

2.1.3 Dimensiones Mínimas del Terreno.............................................................................................. 20

2.1.4 Criterio Topográfico, hidrológico y geotécnico ........................................................................... 20

2.1.5 Criterio Social – Seguridad Pública ............................................................................................. 21

2.1.6 Criterio Ambiental ....................................................................................................................... 23

2.2 CONSIDERACIONES AMBIENTALES ............................................................................................................ 23

2.2.1 Apariencia y Diseño .................................................................................................................... 23

2.2.2 Fuentes De Ruido Audible ........................................................................................................... 24

2.2.3 Localización y Selección del Sitio................................................................................................. 25

2.3 CONSIDERACIONES CLIMÁTICAS. .............................................................................................................. 26

2.3.1 Temperatura y clima ambiental ................................................................................................. 27

2.3.2 Niveles Isoceráunicos. ................................................................................................................. 27

2.3.3 Nivel De Humedad. ..................................................................................................................... 29

2.3.4 Nivel sísmico ............................................................................................................................... 29

2.4 RESUMEN DE LAS CONSIDERACIONES DE LOCALIZACIÓN ................................................................................ 30

2.5 REFERENCIAS ...................................................................................................................................... 31

CAPITULO 3. TENDENCIAS MODERNAS DE SUBESTACIONES .................................................................. 33

3.1 DISEÑO CONFIABLE .............................................................................................................................. 34

3.2 CELDAS METALCLAD ............................................................................................................................. 37

3.3 CABLE SEMI-AISLADO ........................................................................................................................... 43

ii

3.4 PROTECCIONES ANTI-FAUNA .................................................................................................................. 45

3.5 CONTROL SUPLEMENTARIO DE CARGAS ..................................................................................................... 47

3.5.1 Diseño del control suplementario ............................................................................................... 48

3.6 SISTEMA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN ................................................................................................ 50

3.7 REFERENCIAS ...................................................................................................................................... 53

CAPITULO 4. DISEÑO CONFIABLE DE LA SUBESTACIÓN .......................................................................... 55

4.1 INGENIERÍA BÁSICA .............................................................................................................................. 55

4.2 ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA.................................................................................................................. 56

4.3 ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO .................................................................................................................. 58

4.4 PROTECCIÓN DE EQUIPOS ...................................................................................................................... 60

4.4.1 Protección del transformador ..................................................................................................... 61

4.4.2 Protección de líneas .................................................................................................................... 62

4.4.3 Protección de barras (buses)....................................................................................................... 63

4.5 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES .......................................................................................................... 63

4.6 CÁLCULO DE CONFIABILIDAD................................................................................................................... 71

4.7 DISEÑO DE PLANOS............................................................................................................................... 73

4.8 ALUMBRADO EXTERIOR E INTERIOR DE LA SUBESTACIÓN ............................................................................... 74

4.8.1 Sistema de control y alumbrado inteligente ............................................................................... 75

4.9 REFERENCIAS ...................................................................................................................................... 77

CAPITULO 5. ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS ........................................................................................... 79

5.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIA.............................................................................................................. 79

5.1.1 Partes que componen un transformador .................................................................................... 81

5.1.1.1 Relé Buchholz .................................................................................................................................... 81

5.1.2 Impedancia ................................................................................................................................. 82

5.1.3 Tipos de enfriamiento ................................................................................................................. 83

5.1.3.1 Tipo OA .............................................................................................................................................. 83

5.1.3.2 Tipo OA/FA ........................................................................................................................................ 83

5.2 INTERRUPTOR DE POTENCIA ................................................................................................................... 83

5.2.1 Clasificación de los interruptores ................................................................................................ 83

5.2.1.1 Medio de extinción ........................................................................................................................... 83

5.2.1.1.1 Interruptores en SF6 ..................................................................................................................... 84

5.2.1.2 Ubicación de las cámaras. ................................................................................................................. 84

5.2.1.2.1 Tanque vivo .................................................................................................................................. 84

5.3 SECCIONADOR ..................................................................................................................................... 85

5.3.1 Tipos de seccionadores ............................................................................................................... 85

iii

5.3.1.1 Desconectador o seccionador ........................................................................................................... 85

5.4 CELDAS METALCLAD ............................................................................................................................. 85

5.5 AISLADORES ........................................................................................................................................ 86

5.5.1 Aislador de soporte ..................................................................................................................... 87

5.5.2 Aislador de suspensión. .............................................................................................................. 87

5.6 DESCARGADOR (PARARRAYO) ................................................................................................................ 88

5.7 CONDUCTORES .................................................................................................................................... 88

5.7.1 Conductor de aluminio con refuerzo de aleación de aluminio ACAR .......................................... 88

5.8 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN .............................................................................................. 89

5.8.1 Transformador de corriente ........................................................................................................ 89

5.8.2 Transformador de potencial ....................................................................................................... 90

5.9 RELÉ MULTIFUNCIONAL ......................................................................................................................... 91

5.10 ESPECIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS ............................................................................................................ 91

5.11 REFERENCIAS .................................................................................................................................... 102

CAPITULO 6. DISEÑO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA BASADO EN IEEE STD 80 .................................. 104

6.1 PARÁMETROS DE DISEÑO ..................................................................................................................... 104

6.1.1 Corriente máxima a disipar por la malla ( ) ........................................................................... 104

6.1.2 Geometría de la malla .............................................................................................................. 105

6.1.3 Resistividad del terreno ( )....................................................................................................... 106

6.1.4 Resistividad de la capa superficial ( ) .................................................................................... 106

6.1.5 Selección del tamaño del conductor ......................................................................................... 107

6.1.6 Criterio de tensiones de toque y de paso tolerables ................................................................. 108

6.2 ECUACIONES DE SCHWARZ PARA SUELO HOMOGÉNEO ............................................................................... 109

6.3 TENSIÓN MÁXIMA DE LA MALLA (EM) .................................................................................................... 110

6.4 TENSIÓN DE PASO ( ) ....................................................................................................................... 112

6.5 CONSIDERACIONES DEL DISEÑO PRELIMINAR ............................................................................................ 112

6.6 CONEXIONES A LA MALLA ..................................................................................................................... 113

6.7 PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DE LA RED DE TIERRA ..................................................................................... 114

6.8 DISEÑO DE LA RED DE TIERRA ................................................................................................................ 115

6.9 HOJA DE CÁLCULO DE LA RED DE TIERRA .................................................................................................. 121

6.10 REFERENCIAS .................................................................................................................................... 123

CAPITULO 7. HOJAS DE CÁLCULO: PRESUPUESTO Y CONFIABILIDAD ................................................... 125

7.1 PRESUPUESTO RESUMEN PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA SUBESTACIÓN ......................................................... 125

7.1.1 Costo de Ingeniería y Supervisión. ............................................................................................ 125

iv

7.1.2 Costos de la Obra Electromecánica. ......................................................................................... 126

7.1.3 Costos por la Obra Civil ............................................................................................................. 127

7.1.4 Costos de Equipos ..................................................................................................................... 129

7.1.5 Resumen de Presupuesto .......................................................................................................... 134

7.2 ESTUDIO DE CONFIABILIDAD: MÍNIMO CONJUNTO DE CORTES .................................................................... 135

7.3 REFERENCIAS .................................................................................................................................... 137

CAPITULO 8. CONCLUSIONES ............................................................................................................... 138

MEMORIAS DE CÁLCULO ..................................................................................................... 141 ANEXO A

PLANOS DE DISEÑO ............................................................................................................. 145 ANEXO B

HOJAS DE ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MEDIDA .................................. 160 ANEXO C

v

INDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 2-1. Niveles medios de ruido permisibles ............................................................................... 24

Tabla 2-2. Niveles medios de ruido en los transformadores ............................................................ 25

Tabla 2-3. Tabla resumen de las consideraciones de localización .................................................... 30

Tabla 3-1. Voltajes y niveles de aislamiento para celdas metalclad según norma IEEE C37.20.2 .... 40

Tabla 3-2. Animales identificados como causante de interrupciones según IEEE std. 1264-1993. .. 45

Tabla 3-3. Tabla de deslastre de cargas. ........................................................................................... 49

Tabla 3-4. . Lista de dispositivos inteligentes .................................................................................... 52

Tabla 4-1. Variación de voltaje respecto a la cargabilidad ................................................................ 58

Tabla 4-2. Valores de cortocircuito trifásico ..................................................................................... 59

Tabla 4-3. Valores de cortocircuito monofásico ............................................................................... 60

Tabla 4-4. Elementos de primer orden de Subestación radial .......................................................... 72

Tabla 4-5. Elementos de primer orden Subestación aislada en aire ................................................. 72

Tabla 4-6.Elementos de primer orden Subestación metalclad. ........................................................ 73

Tabla 4-7. Comparación de confiabilidad .......................................................................................... 73

Tabla 5-1. Valores estándar de impedancia de la norma IEC 60076-5. ........................................... 82

Tabla 5-2. Dimensiones en mm del seccionador tripolar. ................................................................ 85

Tabla 5-3. Dimensiones de descargadores dependiendo del voltaje nominal. ................................ 88

Tabla 5-4. Dimensiones del transformador de corriente tipo soporte de 52 kV, según la corriente

primaria, dadas en mm. .................................................................................................................... 89


primaria, dadas en mm. .................................................................................................................... 90

Tabla 5-6. Dimensiones del transformador de potencial para voltajes de 36 y 52 kV, dadas en mm.

........................................................................................................................................................... 90

Tabla 5-7. Especificación del transformador de potencia. ................................................................ 92

Tabla 5-8. Especificación del transformador de puesta a tierra ....................................................... 92

Tabla 5-9. Especificación del interruptor de potencia primario. ...................................................... 93

Tabla 5-10. Especificación del interruptor de potencia secundario. ................................................ 93

Tabla 5-11. Especificación del seccionador primario. ....................................................................... 93

Tabla 5-12. Especificación del seccionador secundario. ................................................................... 94

Tabla 5-13. Especificación de las celdas Metalclad. .......................................................................... 94

Tabla 5-14. Especificación del aislador de soporte. .......................................................................... 95

Tabla 5-15.Especificación del aislador de suspensión....................................................................... 95

Tabla 5-16. Especificación del descargador primario........................................................................ 96

Tabla 5-17. Especificación del descargador secundario. ................................................................... 96

Tabla 5-18. Especificación del conductor primario. .......................................................................... 96

Tabla 5-19. Especificación del conductor secundario. ...................................................................... 96

Tabla 5-20. Especificación del cable semiaislado. ............................................................................. 97

Tabla 5-21. Especificación del relé SEL 387T, ver anexo C.2. ............................................................ 97

Tabla 5-22. Especificación del relé SEL 487B, ver anexo C.3. ............................................................ 98

vi

Tabla 5-23. Especificación del relé SEL 351L, ver anexo C.1. ............................................................ 98

Tabla 5-24. Especificación de TC primario del transformador. ......................................................... 99

Tabla 5-25.Especificación de TC secundario del transformador. ...................................................... 99

Tabla 5-26. Especificación de TCs conectados al bus primario. ........................................................ 99

Tabla 5-27. Especificación de TCs conectados a los alimentadores. ............................................... 100

Tabla 5-28. Especificación de TCs conectados al interruptor 73. ................................................... 100

Tabla 5-29. Especificación de TCs conectados al colector. ............................................................. 100

Tabla 5-30. Especificación del transformador de potencial primario. ............................................ 101

Tabla 5-31. Especificación del transformador de potencial secundario. ........................................ 101

Tabla 6-1. Impedancias equivalentes aproximadas de cables de guarda de líneas de transmisión y

neutros de distribución (alimentadores) ........................................................................................ 105

Tabla 6-2. Resistividad de algunos tipos de suelo. .......................................................................... 106

Tabla 6-3. Valores de las constantes de los conductores de la norma IEEE Std 80-2000. .............. 107

Tabla 6-4. Dimensiones de los conductores de puesta a tierra. ..................................................... 108

Tabla 7-1. Costo por Ingeniería y Supervisión – Subestación Aislada en Aire. ............................... 125

Tabla 7-2 Costo por Ingeniería y Supervisión – Metal Clad. ........................................................... 125

Tabla 7-3Detalle de Obra Electromecánica – Subestación Aislada en Aire. ................................... 126

Tabla 7-4. Detalle de Obra Electromecánica – Subestación con MetalClad. .................................. 127

Tabla 7-5. Detalle de Obra Civil ....................................................................................................... 128

Tabla 7-6 Presupuesto para Equipos – Subestación Aislada en Aire. ............................................ 131

Tabla 7-7 Presupuesto para Equipos – Subestación MetalClad. ..................................................... 133

Tabla 7-8 Tabla resumen de presupuesto por la construcción de la obra – Subestación Aislada en

Aire. ................................................................................................................................................. 134

Tabla 7-9 Tabla resumen de presupuesto por la construcción de la obra – Subestación MetalClad.

......................................................................................................................................................... 134

Tabla A-1. Factores “k” .................................................................................................................... 142

vii

INDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura 1-1. Diagrama Unifilar: Bus Sencillo. ...................................................................................... 14

Figura 1-2. Diagrama Unifilar: Bus Sencillo con Seccionador. ........................................................... 14

Figura 1-3. Diagrama Unifilar: Bus de Transferencia......................................................................... 15

Figura 1-4. Diagrama Unifilar: Subestación en Anillo. ....................................................................... 16

Figura 2-1. Señal de precaución ........................................................................................................ 22

Figura 2-2. Distintos tipos de barreras de protección en la subestación. Fuente: Acuerdo N°29-E-

2000, SIGET ....................................................................................................................................... 22

Figura 2-3. Mapa Isoceráunico mundial ............................................................................................ 28

Figura 2-4. Mapa Isoceráunico El Salvador. Fuente: Universidad De El Salvador. ............................ 28

Figura 3-1. Posibles fallas en la subestación con diseño tipo “H”. .................................................... 36

Figura 3-2. Compartimientos de una celda metalclad. ..................................................................... 40

Figura 3-3. Compuertas y chimeneas de ventilación. ....................................................................... 42

Figura 3-4. Esquemas eléctricos de las celdas metalclad. ................................................................. 42

Figura 3-5. Diagrama eléctrico para diseño con celdas metalclad .................................................... 43

Figura 3-6. Partes que conforman al cable semiaislado. .................................................................. 44

Figura 3-7. Disco tipo rejilla. .............................................................................................................. 47

Figura 3-8. Boquilla termográfica. ..................................................................................................... 47

Figura 3-9. Protector de guano. ........................................................................................................ 47

Figura 3-10. Esquema de control de control suplementario. ........................................................... 49

Figura 3-11. Ejemplo de Interfaz Humano-Máquina ......................................................................... 51

Figura 3-12. Acceso y comunicación entre RTC y dispositivos inteligentes ...................................... 51

Figura 4-1. Cargabilidad nominal 30MVA ......................................................................................... 56

Figura 4-2. Cargabilidad al 90% (45MVA) .......................................................................................... 57

Figura 4-3. Cargabilidad al 100% ....................................................................................................... 57

Figura 4-4. Falla trifásica ................................................................................................................... 59

Figura 4-5. Falla monofásica en bus primario 46kV sin transformador de tierra ............................. 59

Figura 4-6. Falla monofásica con transformador de tierra ............................................................... 60

Figura 4-7. Protección diferencial ..................................................................................................... 61

Figura 4-8. Protección Buchholz ........................................................................................................ 61

Figura 4-9. Falla trifásica en una línea de distribución 23kV ............................................................. 64

Figura 4-10. Secuencia de operación de los elementos de protección............................................. 64

Figura 4-11. Coordinación de curvas ................................................................................................. 65

Figura 4-12. Falla trifásica en bus secundario ................................................................................... 66

Figura 4-13. Secuencia de operación de las protecciones ................................................................ 66

Figura 4-14. Coordinación de curvas ................................................................................................. 67

Figura 4-15. Falla trifásica en el transformador ................................................................................ 68


Figura 4-17. Falla trifásica en la barra primaria ................................................................................ 69


viii

Figura 4-19. Falla en una línea de subtransmisión ............................................................................ 70


Figura 4-21. Curva de accionamiento del relé SEL-351. .................................................................... 71

Figura 4-22. Protocolo de Red de los Sistemas de Control de Equipos Eléctricos. Fuente: Schneider

Electric. .............................................................................................................................................. 75

Figura 4-23. IC Astro Light. Fuente: Schneider Electric. .................................................................... 76

Figura 5-1. Vista de frontal de un transformador de potencia. ........................................................ 79

Figura 5-2. Vista de perfil de un transformador de potencia. ........................................................... 80

Figura 5-3. Vista de planta de un transformador de potencia. ......................................................... 80

Figura 5-4. Relé Buchholz ................................................................................................................. 82

Figura 5-5. Dimensiones del interruptor tanque vivo en mm. .......................................................... 84

Figura 5-6. Dimensiones de un seccionador tripolar. ....................................................................... 85

Figura 5-7. Dimensiones de la vista lateral de la celda Metalclad. ................................................... 86

Figura 5-8. Dimensiones de la vista en planta de la celda Metalcald. .............................................. 86

Figura 5-9. Dimensiones del aislador TR-216, dadas en mm. .......................................................... 87

Figura 5-10. Dimensiones del aislador de suspensión tipo Clevis ANSI 52-1, dadas en mm ............ 87

Figura 5-11. Dimensiones del descargador de óxido de zinc. ........................................................... 88

Figura 5-12. Dimensiones de un transformador de corriente tipo soporte para 52 kV. .................. 89

Figura 5-13. Dimensiones del transformador de corriente tipo soporte para 36 kV. ....................... 89

Figura 5-14. Dimensiones del transformador de potencial. ............................................................. 90

Figura 6-1. Pozo de tierra de 9 metros de longitud. ....................................................................... 113

Figura 6-2. Esquema de conexiones de la cuadricula con soldaduras exotérmicas. ...................... 114

Figura 6-3. Diseño de la cuadricula ................................................................................................. 117

Figura 6-4. Datos de entrada de hoja de cálculo............................................................................. 121

Figura 6-5. Tabla resumen de los parámetros de diseño de la red de tierra. ................................. 122

Figura 7-1. Hoja de cálculo para estudio de confiabilidad .............................................................. 136

Figura A-1. Hoja de cálculo para diseño de transformador de puesta a tierra ............................... 143

Figura A-2. Hoja de cálculo para especificación de transformador de puesta a tierra ................... 143

ix

INDICE DE ANEXOS

Pág.

MEMORIAS DE CÁLCULO ..................................................................................................... 141 ANEXO A

A.1 TRANSFORMADOR DE PUESTA A TIERRA .................................................................................................. 141

A.2 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN ............................................................................................ 144

PLANOS DE DISEÑO ............................................................................................................. 145 ANEXO B

B.1 SIMBOLOGÍA ..................................................................................................................................... 146

B.2 DIAGRAMA CONCEPTUAL DEL PROYECTO ................................................................................................ 147

B.3 DIAGRAMA UNIFILAR – SUBESTACIÓN AISLADA EN AIRE .............................................................................. 148

B.4 DIAGRAMA UNIFILAR – SUBESTACIÓN METALCLAD .................................................................................... 149

B.5 DIAGRAMA DE PROTECCIONES .............................................................................................................. 150

B.6 SUBESTACIÓN AISLADA EN AIRE – VISTA EN PLANTA .................................................................................. 151

B.7 SUBESTACIÓN AISLADA EN AIRE – VISTA EN PERFIL: SECCIÓN A-A Y SECCIÓN B-B ............................................ 152

B.8 SUBESTACIÓN METALCLAD – VISTA EN PLANTA ......................................................................................... 153

B.9 SUBESTACIÓN METALCLAD – VISTA EN PERFIL: SECCIÓN A-A Y SECCIÓN B-B .................................................. 154

B.10 CELDAS METALCLAD............................................................................................................................ 155

B.11 CONTROL DE LA SUBESTACIÓN .............................................................................................................. 156

B.12 ILUMINACIÓN .................................................................................................................................... 157

B.13 RED DE TIERRA................................................................................................................................... 158

B.14 DETALLE DE LA RED DE TIERRA............................................................................................................... 159

HOJAS DE ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MEDIDA .................................. 160 ANEXO C

C.1 SEL-351. SISTEMA DE PROTECCIÓN ...................................................................................................... 160

C.2 SEL-387 RELÉ DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE DIFERENCIAL Y DE SOBRECORRIENTE ......................................... 163

C.3 SEL-487B PROTECCIÓN POR FALLA DE BUS ............................................................................................. 166

C.4 SEL-735 MEDIDOR CON POWER QUALITY ............................................................................................. 169

C.5 SEL-3530 CONTROLADOR DE AUTOMATIZACIÓN EN TIEMPO REAL ............................................................. 172

10

CAPÍTULO 1

ASPECTOS GENERALES

DESCRIPCIÓN GENERAL

En este capítulo se presenta una breve

introducción a los aspectos generales al

tema de diseño de subestaciones de

distribución; en el cual, el presente

capitulo contiene antecedentes al diseño

tradicional de este tipo de subestaciones.

El desarrollo de este estudio previo, ha

permitido tener una visión más clara de

la problemática en el diseño de una

subestación de distribución; así como

obtener el criterio para el análisis y

comprensión en el desarrollo de estudios

de confiabilidad, estudio de fallas,

diseños confiables, tendencias modernas

de subestaciones, etc.

También, lo anterior ha permitido

entender el funcionamiento de las

subestaciones en base a las diferentes

configuraciones que existen con respecto

a maniobrabilidad, mantenimiento, etc., y

poder hacer un análisis de dichas

configuraciones hasta llegar a la

configuración más óptima.

Por último se presentara la configuración

más eficiente para la operación de una

subestación de distribución; el cual, dará

pasó al análisis y propuesta de diseño

que permita establecer rangos

recomendables de confiabilidad.

11

CAPITULO 1. ASPECTOS GENERALES

1.1 Descripción del tema

En este trabajo de graduación se presenta el estudio del diseño de una subestación de

distribución con capacidad de 50 MVA, voltaje primario 46 kV y voltaje secundario de 23

kV; para lo cual, se han estudiado las diferentes configuraciones de subestaciones

estándar, por ejemplo: bus sencillo, bus sencillo con seccionador interbus, bus sencillo y

barra de transferencia y la subestación en anillo.

Partiendo de esto, se presenta un diseño completo y confiable para una subestación de

distribución. Al analizar cada una de las configuraciones, se ha llegado a una que ofrece

la mejor calidad, por su distribución de los equipos y redundancia en el sistema; dicha

configuración tipo H con bus seccionado, se ha analizado en términos de cargabilidad,

coordinación de protecciones, confiabilidad, nivel de cortocircuito, sistemas de puesta a

tierra (red a tierra y transformador de puesta a tierra) y economía.

Lo anterior, se ha complementado con el desarrollo de los diagramas eléctricos y planos

de construcción de la subestación, especificando las características y datos de los

equipos que la componen, tales equipos como: transformadores de potencia,

seccionadores, interruptores de potencia, celdas metalclad, equipos de protección, etc.

1.2 Objetivos

GENERAL

Desarrollar una propuesta de diseño confiable de subestación de distribución 46/23 kV en

la zona urbana con una capacidad de 50 MVA.

ESPECIFICOS

Proponer el diseño de una subestación que cumpla con los criterios de

confiabilidad según los estándares IEEE Std 493-1997.

Aplicar las técnicas de confiabilidad en el diseño de la subestación de distribución.

Analizar los aspectos generales con respecto a la ubicación y construcción de la

subestación de distribución, tales como los criterios eléctricos, criterios de

12

construcción, dimensiones mínimas del terreno, criterio topográfico, criterio social,

criterio ambiental, consideraciones ambientales y consideraciones climáticas.

Calcular la confiabilidad utilizando el método de mínimo conjunto de cortes según

IEEE Std 493-1997.

Especificar características de cada componente a utilizar en la construcción de la

subestación de distribución para que funcione con una elevada confiabilidad.

Presentar el presupuesto, que incluyen los materiales, la obra electromecánica, la

obra civil y la supervisión e ingeniería; que se implementarán para la construcción

de la subestación de distribución.

Aplicar los estándares, presentados en el documento desarrollado en la

Universidad de El Salvador [1], para el diseño de planos eléctricos en la

construcción de la subestación de distribución.

Diseñar la adecuada red de tierra para la subestación de distribución.

Desarrollar una herramienta software que permita realizar los cálculos de

confiabilidad para la subestación de distribución a diseñar.

1.3 Alcances

a) La propuesta de diseño involucra el esquema de una subestación para el área

urbana con capacidad de 50 MVA, para un voltaje primario 46 kV y un secundario

23 kV con 6 alimentadores.

b) El diseño de construcción de los diagramas y planos eléctricos constará del

diagrama unifilar, vista en planta y vista en perfil con sus respectivas secciones.

c) Se realizarán los análisis correspondientes para el estudio del funcionamiento de

la subestación de distribución, tales como análisis de carga, análisis de

cortocircuito, cálculo de transformador de puesta a tierra, coordinación de

protecciones, sistema de red a tierra y análisis de confiabilidad.

d) El software que se implementará se realizará en base a una herramienta sencilla,

por ejemplo: Visual Basic Excel u otros. Con el fin de presentar los datos de

confiabilidad según el equipamiento de la subestación.

e) Los criterios de confiabilidad que se utilizarán serán los criterios N-1 y el criterio de

Mínimo Conjunto de Cortes.

f) Los datos de confiabilidad de los elementos que se ocuparán para el diseño de la

subestación de distribución serán los datos planteados en IEEE Std. 493-1997.

13

g) Se desarrollarán dos proyectos completos: una subestación aislada en aire y una

subestación en metalclad.

h) El estudio del trabajo de graduación no se basará en explicar las tasas de fallas de

las empresas distribuidoras que se encuentran en el país. Se centrará únicamente

en la propuesta de una nueva alternativa en cuanto al diseño.

1.4 Antecedentes

Las subestaciones de distribución se diseñan buscando siempre una máxima confiabilidad

y flexibilidad en su operación. Por lo que, la facilidad para realizar maniobras tanto de

switcheo o mantenimiento y al momento de desconectar equipo y sacarlo de servicio ya

sea por salidas programas o no programadas debe mantener al sistema en operación

óptima, siendo así uno de los requisitos esenciales para la operación confiable de los

sistemas.

Existen varios arreglos de barras para las subestaciones de distribución [2] y se han

estudiado previamente los diseños de bus sencillo, bus sencillo con seccionamiento, bus

de transferencia y subestación en anillo. En función del esquema de barras se determinan

el número de equipos y su distribución dentro de la subestación. El esquema de barras

también define el área del terreno que debe adquirirse para la subestación. Otros

aspectos que repercuten en el área de terreno requerida son: el tipo de barra, el tipo de

equipo, el tipo de estructura, etc.

La selección de un arreglo de barras en particular y su representación en un diagrama

unifilar, debe tomar en cuenta aspectos como confiabilidad y continuidad del servicio

(criterios de seguridad operativa), versatilidad para la operación, facilidad para realizar las

labores de mantenimiento y cantidad y costo de equipos eléctricos. Los arreglos de barras

más comunes en subestaciones de distribución se describen a continuación:

a) Bus sencillo: En este esquema todos los equipos están conectados a una única

barra y por lo tanto es el más simple, denotando de esta manera que no ofrece mayor

grado de flexibilidad porque al ocurrir una falla en la barra principal producirá que la

subestación se quede a cero voltaje.

14

Figura 1-1. Diagrama Unifilar: Bus Sencillo.

b) Bus sencillo con seccionador: El funcionamiento es similar al bus sencillo con la

diferencia que las barras se dividen en secciones mediante elementos de corte.

Además, otorga una mayor flexibilidad en el funcionamiento de la subestación.

Figura 1-2. Diagrama Unifilar: Bus Sencillo con Seccionador.

c) Bus de transferencia: Este es un sistema que hace una mejora al de barra sencilla

ya que se introduce una segunda barra (barra de transferencia) y un interruptor

adicional (interruptor de transferencia), que se utilizan cuando se va a dar

mantenimiento a un interruptor conectado a la barra principal sin sacar de servicio a

toda la línea. Adicionalmente se requieren seccionadores de transferencia en todos

los interruptores conectados a la barra principal. En la condición de operación normal,

15

todos los equipos están conectados a una única barra (barra principal). Este sistema

es más flexible que el de barra sencilla ya que se le puede dar mantenimiento a un

interruptor (uno a la vez) sin que se requiera dejar sin servicio a la línea porque esta

se mantiene operando a través del interruptor de transferencia. Una de las

desventajas de este sistema es que solamente se puede dar mantenimiento a un

interruptor a la vez y cuando se quiera disipar una falla dada en la barra principal toda

la subestación sale de servicio.

Figura 1-3. Diagrama Unifilar: Bus de Transferencia.

d) Subestación en anillo: Este sistema se compone de dos barras principales, donde

cada elemento puede energizarse por medio de dos interruptores. Desde el punto de

operación, este es un sistema muy flexible y se utiliza mucho en subestaciones de

transmisión. Las ventajas de este sistema son: al ser un sistema que tiene flexibilidad

se puede dar mantenimiento a uno de los interruptores sin sacar de servicio a la

subestación debido a que se mantiene operando con el interruptor adyacente. Hay

mayor flexibilidad para la operación y para ello se requieren pocos interruptores. Es

confiable el sistema ya que cuando sale un elemento por falla se abren los dos

interruptores adyacentes sin afectar a los demás. No se requieren la protección

diferencial de barras. Su desempeño es muy bueno si se le da el debido

mantenimiento. La desventaja de este sistema es que cuando un interruptor está en

16

mantenimiento o fuera de servicio como consecuencia de una falla (en una línea de

transmisión por ejemplo) el desempeño del esquema se reduce notablemente (anillo

abierto). Por consiguiente, cualquier trabajo de mantenimiento en la subestación

puede ocasionar una configuración débil e inestable desde el punto de vista de

seguridad operativa. También podría considerarse que este sistema con respecto al

de barra sencilla es más costoso por la cantidad de equipo que se requieren.

Figura 1-4. Diagrama Unifilar: Subestación en Anillo.

1.5 Planteamiento del problema

La problemática del trabajo de graduación parte del hecho que, en las subestaciones y

redes de distribución del país no se ha contado con un criterio definido de confiabilidad al

momento de diseñar subestaciones de distribución de energía eléctrica. Esto se puede

ver debido a que, en las subestaciones aún se implementa el sistema radial; sistema el

cual, es poco confiable debido a que al momento de suceder alguna contingencia, en la

barra principal, toda la subestación sale de servicio para poder aislar la falla, y

actualmente estos sistemas solo cuentan con un circuito de alimentación a la subestación.

La excepción a estos esquemas radiales son las subestaciones del área metropolitana de

San Salvador, donde se cuenta con una topología de red enmallada.

17

Las tasas de falla aumentan debido a que no poseen un sistema de redundancia que

permita aislar la falla sin dejar fuera de servicio toda la subestación. Además, genera

costos de energía no servida y compensaciones económicas de las empresas

distribuidoras a los clientes afectados, como también, pérdidas de producción de las

empresas industriales interrumpidas o con paradas de producción por perturbaciones de

voltaje.

1.6 Justificación

Hoy en día, el diseño de subestaciones eléctricas en empresas distribuidoras requiere que

estas sean confiables, flexibles y eficientes, para que de esta manera se reduzca el

número de tasas por fallas al año, así también poder realizar maniobras de mantenimiento

en ellas sin interrumpir el servicio, y así no afectar a los grandes clientes industriales.

Para ello, se necesita evitar en la medida de lo posible el sistema de distribución radial;

debido a que, es más susceptible a dejar fuera de servicio a las subestaciones ante las

fallas en el sistema, así también ante una obra de mantenimiento en la subestación.

Por esto, el trabajo de graduación se centra en plantear una propuesta de solución para la

construcción de subestaciones de distribución, con un modelo más robusto que con los

que se cuenta actualmente; a manera que, este diseño pueda ser tomado como una

nueva alternativa contra los diseños radiales de las subestaciones de distribución

actuales.

1.7 Referencias

[1] Manuel Antonio Barahona y Angel Alberto Umaña, "Elaboración de propuesta de

estándar para la construcción de subestaciones de transformación Media

tensión/Media tensión, nivel de voltaje 46KV a 23/13.2/4.16KV," Universidad de El

Salvador, San Salvador, Trabajo de Graduación 2011.

[2] Enrique Harper, Elementos de diseño de subestaciones eléctricas, 2da edición.

18

CAPÍTULO 2

CONSIDERACIONES DE

LOCALIZACIÓN Y SITIO


El tema del estudio de localización es un

factor muy importante e indispensable al

momento del emprender el diseño de

una subestación de distribución. Dicho

estudio puede llegar a ser afectado por

factores cualitativos, como los son

aspectos culturales, sociales, etc., hasta

aspectos cuantitativos como lo son costo

económico por instalación y

mantenimiento de la subestación.

Debido a lo anterior, el estudio de

localización se debe de hacer

detenidamente para tener una mayor

seguridad que la obra a diseñar es

factible.

En este capítulo, se muestran los

aspectos básicos del estudio para el

diseño de subestaciones de distribución

en áreas urbanas, tal y como lo exige la

norma de la SIGET según el Acuerdo N°

29-E-2000 [2] y la guía de diseño de

subestaciones rurales hecha por el

departamento de agricultura en el país

de Estados Unidos de América [3], el

cual para el diseño de una subestación

urbana, esta guía es perfectamente

acoplable debido a que pueden retomar

los parámetros básicos que cumplen con

los requisitos para subestaciones rurales

y urbanas, tales como niveles de ruido,

niveles de contaminación, aspectos

climáticos y ambientales, aspectos

sociales, culturales y otros que puedan

afectar con el diseño.

19

CAPITULO 2. CONSIDERACIONES DE LOCALIZACIÓN Y SITIO

El estudio del sitio y selección del terreno representa toda aquella actividad que tiene

como fin localizar diversas alternativas de terrenos donde pueda llevarse a cabo la

construcción de la subestación eléctrica, a fin de escoger el sitio más idóneo, apoyándose

de lo establecido en la guía de diseño de subestaciones Design Guide for Rural

Substations [3] y también basándose en lo establecido en el Acuerdo 29-E-2000 de la

SIGET [2].

Por este motivo el estudio de localización y sitio se vuelve dos factores críticos en el

diseño de una subestación de distribución. Para esto antes de comenzar con el estudio

hay factores que deben ser evaluados al momento de seleccionar un sitio para la

subestación.

2.1 Criterios a considerar para la selección de terreno

2.1.1 Criterio Eléctrico

Que la subestación quede comprendida dentro de un área donde se pueda representar e

identificar fácilmente las cargas, y lo más cercano a la línea de alimentación aérea con el

fin de minimizar las pérdidas de energía. En el presente trabajo de graduación se

presenta una ubicación de la subestación en la zona industrial de Apopa, San Salvador.

Esta zona está sobre la carretera Troncal del Norte, sobre el Kilómetro 17 1/2, cerca de la

fábrica de postes POSCRET S.A de C.V. Por tanto, las cargas presentes y futuras ya

están previstas y son cargas industriales.

Como el terreno donde está ubicada la subestación debe de proporcionar líneas de

transmisión accesibles, las líneas de conexión que pasan cerca de la zona de ubicación

provienen de la subestación de transformación NEJAPA-ETESAL. Dichas líneas tendrán

un recorrido desde la subestación NEJAPA hasta la subestación de distribución de 9.8

Km., la carretera es a dos carriles (uno de ida y otro de venida) y solamente en el lado del

carril de venida hacia Apopa se encuentra utilizado por la línea de transmisión.

Teniendo eso como referencia, se cuenta con espacio para la construcción de las

respectivas líneas de subtransmisión ya sea utilizado uno o el otro brazo de la carretera.

Además, se cuenta con suficiente espacio para los respectivos seis circuitos de salida con

las que contará la subestación de distribución.

20

2.1.2 Criterio de Construcción

Establece que se tenga un fácil acceso vial y/o que sea económicamente factible la

construcción de vías de acceso a la subestación. Para el caso de la subestación diseñada

en el presente trabajo de graduación, se ha tomado elegir un terreno que este aledaño a

la carretera; el cual, ofrece un acceso fácil tanto para maquinaria liviana como pesada.

Además, esto permite el libre y permanente acceso de personal y material (sin faltar a los

aspectos de seguridad y condiciones de ingreso para personas no autorizadas), sin

depender en ninguna circunstancia de terceros.

2.1.3 Dimensiones Mínimas del Terreno

De acuerdo al diseño de la subestación, las dimensiones mínimas para la subestación son

las siguientes:

1. Transformador de Potencia, 4.20 x 5.20 m (Espacio para 2 transformadores).

2. Bus Primario 46 kV, 4.88 x 5 m.

3. Caseta de Control, 6.34 x 13 m.

4. Bahía de Salida 23 kV, 0.5 x 19.53 m.

El terreno estimado para la construcción de la subestación es de 63 x 45 m.; el cual, es lo

suficiente para el espacio ocupado por las instalaciones. A la vez, se tendrá espacio para

expansiones que sean necesarias, obras de mantenimiento, etc.

2.1.4 Criterio Topográfico, hidrológico y geotécnico

El terreno elegido o la zona elegida para la construcción de la subestación cuentan con

las condiciones mínimas para ser factible la construcción. Estas condiciones son las

siguientes y con las cuales cuenta el terreno seleccionado para la ubicación:

1. Polígono regular de dimensiones indicadas en la sección 2.1.3.

2. Un terreno lo más plano posible, con el fin de evitar rellenos y nivelaciones.

3. No inundable.

4. Alejado de arroyos, ríos, barrancos y laderas.

5. No contiene suelo pantanoso.

6. No es un suelo rocoso.

7. No es una zona contaminada de basura o escombros que pueda afectar la

construcción.

21

8. No afecta los cauces naturales que incurren en épocas de lluvia y que conlleven a

hacer obras de protección y desvío pluvial.

2.1.5 Criterio Social – Seguridad Pública

El tema de seguridad publica en subestaciones de distribución eléctrica parte del hecho

de ser una instalación segura para las personas que puedan tener, de manera frecuente u

ocasional, una cercanía a las instalaciones. El principal medio para garantizar la

seguridad pública en las subestaciones es por la construcción e instalación de un muro de

seguridad de concreto.

Al momento de realizar el diseño de la subestación, se tiene que especificar las señales

adecuadas de advertencia que deben ser ubicadas en el periférico cerca de la barrera de

la subestación; de lo cual, por pequeña que esta sea, debe tener como mínimo una señal

a cada lado, tratando de que los signos sean visualmente entendibles, como mínimo

requerimiento para la población. Apoyándose del estándar ANSI Z535.2 “Señales de

Seguridad Ambiental y de las instalaciones”, el cual indica que para señales de peligro,

dicha palabra deberá estar en un fondo rojo con letras blancas; y para aquellas cuya

indicación sea de precaución, en un fondo amarillo con letras negras. Estas señales

deben de estar situadas en cada lado del periférico del muro de seguridad y, por lo

menos, se debe de contar con tres tipos de señales en cada lado, con el fin que la

persona entienda que es un lugar de alto riesgo y se debe de tener precaución.

22

Figura 2-1. Señal de precaución

Otras consideraciones de seguridad en las subestaciones según SIGET [2] son los

siguientes:

1. Barreras de Protección: Deberán emplearse barreras de protección tales como:

cercas, mallas o muros perimetrales, en el caso del presente diseño se hará con

un muro perimetral, con candado en las puertas u otros recursos apropiados, para

mantener al público alejado de las instalaciones. Las barreras de protección o

muros de protección deberán tener una altura mínima de 2.10 m (Ver figura 2-2).

Para la subestación diseñada en el presente trabajo, se construirá un muro

perimetral de concreto, con alambre razor galvanizado tipo navaja, de 4 metros de

altura.

Figura 2-2. Distintos tipos de barreras de protección en la subestación. Fuente: Acuerdo N°29-E-

2000, SIGET

23

2. Acceso a Personal no autorizado: Las instalaciones en que sea posible entrar

en contacto con partes con tensión, deberán ser inaccesibles a personas ajenas al

servicio.

3. Indicaciones importantes a los trabajadores: En las instalaciones se pondrán

en lugares visibles, las siguientes indicaciones:

a) Las instrucciones relativas a los primeros auxilios que deban darse a las

víctimas de accidentes causados por la corriente eléctrica.

b) El diagrama unifilar y de planta de conjunto de la subestación;

c) Instrucciones sobre disposiciones especiales que sea necesario observar

durante el servicio.

d) Accesos y vías de salida de emergencia con su respectiva iluminación. El

circuito de alimentación de la iluminación de emergencia debe contar con su

propio tablero alimentado por el sistema de emergencia.

2.1.6 Criterio Ambiental

Para la localización y selección del terreno se debe ubicar la subestación eléctrica

considerando que, la construcción o la obra civil de esta no afecten las condiciones

ambientales del lugar; a la vez, un terreno que no sea muy perjudicial para las

instalaciones de la subestación, como por ejemplo, evitar lugares con altos índices de sal

en la atmosfera, o una zona con fuertes vientos. Por lo dicho anteriormente, la ubicación

de la subestación favorece a las instalaciones; debido a que, es una zona industrial cuyo

ambiente no es salino, ni está regida por fuertes vientos; es una zona cuyo uso de suelo

es de carácter industrial urbano; a la vez, la construcción no afectará los recursos

ambientales importantes como la fauna o flora (no existen especies en peligro de

extinción) o zonas arqueológicas.

2.2 Consideraciones ambientales

2.2.1 Apariencia y Diseño

En algunas partes del mundo, según el diseño de subestaciones Design Guide for Rural

Substations [3] la apariencia es uno de los principales factores ambientales en el diseño

de subestaciones de distribución; debido a que, las organizaciones civiles y normas de

zonificación a menudo significan proyección en planificación de ingeniería en

subestaciones de bajo perfil u otras medidas para mejorar los diseños y el aspecto de la

subestación, con el fin de que la influencia de las sociedades en zonas rurales y urbanas

24

no afecte en su construcción. Esto puede demostrarse con la tendencia en general que se

tiene en ubicar subestaciones de distribución en zonas de manera que no son visibles ni

accesibles al público, como por ejemplo sobre zonas urbanas lejos de alguna zona

residencial.

La apariencia de una subestación puede reducirse de varios métodos, por ejemplo con

equipos de alta tensión que puedan ser rentables en el diseño y cumplan con el perfil de

la subestación; tales como, subestaciones con Metal Clad, que ofrezcan principalmente

sencillez en maniobrabilidad, flexibilidad y confiabilidad.

2.2.2 Fuentes De Ruido Audible

El ruido audible de las subestaciones es causado principalmente por los interruptores y

transformadores. De acuerdo con SIGET [2] que según el artículo 69 se establecen las

consideraciones generales, a fin de limitar la contribución de las subestaciones

transformadoras a la contaminación por ruido al medio ambiente, se debe procurar que

los equipos que se adquieran por parte de las empresas de distribución sean construidos

de tal forma que los naturales niveles de ruido que estas máquinas provocan sean

limitados y que las subestaciones sean construidas de tal forma que la propagación del

ruido sea limitado al ambiente circundante.

Las siguientes tablas muestran los valores permisibles establecidos según SIGET [2].

ZONA DE UBICACIÓN DE LA

SUBESTACIÓN

NIVEL MEDIO DE RUIDO

DECIBELIOS (DB)

Hospitales, escuelas y bibliotecas Menores de 30

Viviendas 30 a 40

Comercial 45 a 55

Oficinas (con máquinas) 45 a 70

Oficinas (sin máquinas) 50 a 75

Industrial Industrial 76 a 95

Tabla 2-1. Niveles medios de ruido permisibles

25

Dado que la subestación será para servicio industrial estará ubicada cerca de fábricas e

industrias, alejado de las zonas residenciales, por tanto el nivel medio de ruido admisible

será para 76 a 95 dB.

POTENCIA DE LOS

TRANSFORMADORES [KVA]

NIVEL MEDIO DE RUIDO (*)

Decibelios

Hasta 50 45

51 a 150 50

151 a 300 55

301 a 500 60

Más de 500 (*) 62

Tabla 2-2. Niveles medios de ruido en los transformadores

(*) Incluye los equipos auxiliares de enfriamiento para Aire Forzado, Agua Forzada, etc.

Según el diseño del transformador en el presente trabajo, este será de 50 MVA; por tanto,

el nivel medio de ruido será de 62 dB. Estos valores limitan la contribución de las

subestaciones a la contaminación por ruido al medio ambiente en nuestras ciudades,

dadas por la SIGET. Estos 62 dB no afectaran en la contaminación de ruido según la zona

y la limitante que dispone lo presentado en la Tabla 2-1, dado que está por debajo del

rango.

2.2.3 Localización y Selección del Sitio.

Para el tema de la localización y la selección del sitio, se tiene que tomar en cuenta el

lugar donde será ubicada la subestación; en zonas urbanas se debe de procurar evitar

ubicar la subestación cerca de zonas residenciales, esto quiere decir, que se debe de

seleccionar un sitio con la mayor distancia en residencias cercanas. De acuerdo con el

diseño de subestaciones Design Guide for Rural Substations [3], un sitio con barreras

naturales como montículos de tierra o los arbustos es deseable, ya que estas barreras

pueden ayudar a reducir el impacto psicológico de una nueva instalación de una

subestación.

Según el artículo 47 de SIGET [2], el diseño deberá considerar el adecuado acceso de las

líneas aéreas con el objetivo de minimizar la necesidad de servidumbres de paso. Las

Subestaciones deberán ubicarse en terrenos que no estén sujetos a inundación,

26

derrumbes u otra situación previsible que pueda poner en peligro la seguridad de las

personas y de las instalaciones.

Otros aspectos importantes, según SIGET [2], a considerar con respecto a la localización

de la nueva instalación son los siguientes y que se han tomado en cuenta para que la

subestación cumpla con dichos requerimientos son los siguientes:

Continuidad del servicio: El diseño deberá considerar que para efectos de

mantenimiento de los dispositivos de protección exista un dispositivo de respaldo

con las características técnicas adecuadas, que permita mantener la continuidad

del servicio.

Ampliaciones: El diseño de la subestación deberá considerar las posibles

ampliaciones y las necesidades de mantener el servicio eléctrico durante los

períodos de construcción.

Zonas de Acceso a las Instalaciones: El diseño deberá considerar las zonas,

calles y sendas de acceso a las instalaciones; de manera que, esta no sea fácil

para cualquier civil, con el fin de cuidar la seguridad pública y la seguridad de las

instalaciones por vandalismo u otro factor.

Medio de Protección y Desconexión: Toda subestación deberá tener un medio

de protección y desconexión que garantice la confiabilidad del sistema.

Capacidad Interruptora y Coordinación de Protecciones:

A. Los dispositivos de interrupción de corriente deberán ser de capacidad

interruptora adecuada. Esta capacidad deberá estar de acuerdo con la

potencia máxima de cortocircuito que pueda presentarse en el punto de

ubicación de la subestación, tomando en cuenta el aumento de la potencia

futura.

B. Toda falla interna en la subestación se deberá eliminar lo más rápidamente

posible, de tal manera que se deje fuera de servicio un mínimo de elementos.

2.3 Consideraciones climáticas.

Como parte general de las consideraciones climáticas en el diseño de las subestaciones

de distribución, y a la vez de los materiales y equipos que las compongan; según el

artículo 5 de SIGET [2] deben cumplir con las normas nacionales y/o internacionales

vigentes correspondientes, con el fin de diseñar una instalación que sea capaz de operar

en las condiciones mínimas operativas climáticas y ambientales tales como salinidad,

polución, vientos fuertes, corrosión, etc.; todo esto, con el propósito de cumplir con la

calidad de servicio de energía eléctrica.

27

2.3.1 Temperatura y clima ambiental

Debido a la necesidad constante de la energía eléctrica, primordialmente en las zonas

urbanas del país; es de mucha importancia tomar en cuenta las condiciones ambientales

a las que se enfrentara este diseño. Los cambios de temperatura y climáticos no son un

factor controlable, especialmente en un país como El Salvador; por tanto, este es un

factor que se debe tomar en cuenta al momento de seleccionar la ubicación de la

subestación de distribución.

Según datos del SNET1 en su apartado de Clima en El Salvador, el país se divide 3 zonas

térmicas según la altura en metros sobre nivel del mar, esto de acuerdo al promedio en

temperatura ambiente a lo largo del año.

De 0 a 800 metros: Promedio de temperatura disminuyendo con la altura de 27 a

22 ° C en las planicies costeras y de 28 a 22 °C en las planicies internas.

De 800 a 1,200 metros: Promedio de temperatura disminuyendo con la altura de

22 a 20 C en las planicies altas y de 21 a 19 °C en las faldas de montañas.

De 1,200 a 2,700 metros: De 20 a 16 °C en planicies altas y valles, de 21 a 19 en

faldas de montañas y de 16 a 10 C en valles y hondonadas sobre 1,800 metros.

En el país se ha registrado una temperatura máxima el 1 de abril del año 2013 de 41.2 °C,

dato registrado en la estación de Cerrón Grande (B10), en el departamento de

Cabañas.[4]. Por tanto, el diseño de la subestación debe ser en condiciones de

temperaturas extremas según los datos registrados en el país, con el fin de que esta no

pueda afectar el funcionamiento de los interruptores, relés de protección, el bus y todos

los equipos que componen la subestación de distribución.

La subestación, por estar ubicada en el municipio de Apopa, está a una altura sobre el

nivel del mar de entre 600 y 800 metros; por tanto, según SIGET [2] en el artículo 80 en el

inciso 80.2, en el que se refiere a los factores de elevación según la altitud en metros

sobre el nivel del mar, para elevaciones de 900 msnm., el factor de corrección será de

1.0; por tanto, debido a que Apopa se encuentra abajo del rango establecido, no será

necesario aplicar el factor de corrección.

2.3.2 Niveles Isoceráunicos.

Los Niveles Isoceráunicos se refieren al número de días promedio por año, que ocurre

una actividad de tormentas eléctricas en una determinada región, cuyo valor máximo que

1 Servicio Nacional de Estudios Territoriales – El Salvador

28

este puede presentar es de 365. Nombre al cual, los meteorólogos denominan para

referirse a las actividades eléctricas en la atmosfera (rayos y truenos).

Las regiones próximas al Ecuador (como es el caso de El Salvador), presentan un nivel

isoceráunico muy alto. Sin embargo, en los continentes y océanos la presencia de la

misma es baja, debido a los vientos del norte que tienden a mover las nubes hacia el

océano Pacifico.

Niveles Isoceráunicos en El Salvador.

Según el mapa global de las densidades atmosféricas tomada por la National Space

Science and Technology Center de la NASA, muestra que los niveles promedios

isoceráunico en El Salvador son de entre ⁄

Figura 2-3. Mapa Isoceráunico mundial

Específicamente para El Salvador el mapa adecuado es el siguiente:

Figura 2-4. Mapa Isoceráunico El Salvador. Fuente: Universidad De El Salvador.

29

2.3.3 Nivel De Humedad.

El nivel de humedad es un factor muy importante a tener en cuenta al momento del diseño

de una subestación, y al momento de elegir una localización para este; debido a que, si la

humedad es grande en la zona, se puede generar la condensación del aire, o en este

caso si existe contaminación o niebla, lo que puede producir descargar disruptivas en los

aisladores y afectar en el servicio de la subestación. Existen métodos para evitar y reducir

las descargar disruptivas, tales son la aplicación de aislamiento especial por medio de

gabinetes de control de interruptores.

En el caso de El Salvador, presenta un nivel alto de humedad siendo este de unos 75% o

menos de humedad según el SNET.

2.3.4 Nivel sísmico

En términos de sismicidad, aquellas subestaciones sometidas a zonas con alta

probabilidad de actividad sísmica son propensas a sufrir daños, a pesar que algunos

equipos dentro de la subestación sean, por diseño, resistentes a los golpes, y vibraciones;

los cimientos, estructuras, anclajes de equipos, aisladores y conductores no lo sean. El

Estándar de la IEEE C57 – 114 “IEEE Guía Sísmica Para Transformadores De Potencia Y

Reactores” ofrece recomendaciones en cuanto a las consideraciones de diseño para la

instalación de transformadores y reactores, cuando es probable que la actividad sísmica.

Los niveles sísmicos del país son altos, por lo tanto se deben tomar en cuenta

consideraciones de seguridad para proteger los transformadores y equipos que

conforman la subestación, como construir bases sólidas sobre el lugar donde se ubicara

el transformador y los interruptores, los postes perfectamente anclados y cumpliendo

debidamente con la profundidad del agujero.

30

2.4 Resumen de las consideraciones de localización

Específicamente para el diseño de la subestación de distribución presentada en este trabajo de graduación, se resumen los datos

técnicos mínimos del estudio de localización:

CONSIDERACION AMBIENTAL: OBSERVACIÓN:

1 Zona de ubicación de la subestación: El Salvador, San Salvador, Apopa km 17 1/2

2 Temperatura Ambiental En Grados Celsius [Máxima]: 35 °C

3 Altitud [metros sobre el nivel del mar]: 643

4 Niveles Isoceráunicos En La Zona [días-trueno/año]: 100

5 Niveles De Humedad En La Zona: ≤75%

6 Nivel Sísmico: Alto

7 Precipitación Máxima Registrada [mm de lluvia acumulada]2 483

8 Nivel De Contaminación [Humus]: Medio

Tabla 2-3. Tabla resumen de las consideraciones de localización

2 Dato Registrado por el SNET en el año 2010. Registro máximo durante los últimos 40 años.

31

2.5 Referencias

[1] Manuel Antonio Barahona and Angel Alberto Umaña, "Elaboración de propuesta de




[2] SIGET, "Normas Técnicas de Diseño, Seguridad y Operación de las Instalaciones de

Distribución Eléctrica.," Normas Técnicas Y Consesiones, Superintendencia General

de Electricidad y Telecomunicaciones, San Salvador, Documento Anexo 2000.

[3] Substation Subcommitte of the (NRECA) Transmission and Distribution (T&D)

Engineering Committee, "Design Guide for Rural Substations," United Departament Of

Agriculture, 2001.

[4] MARN, "Boletín Climatológico Anual de 2013," San Salvador, 2014.

[5] Michael Goodman. Lightning And Atmospheric Electricity Research At The GHCC.

[Online]. http://www.lightning.nsstc.nasa.gov/data/data_lis-otd-climatology.html

32

CAPÍTULO 3

TENDENCIAS MODERNAS

DE SUBESTACIONES


El diseño de una subestación es de vital

importancia para conocer, de antemano,

las condiciones de seguridad,

confiabilidad, flexibilidad y

maniobrabilidad. Los dos diseños de

subestaciones de distribución expuestos

en el presente trabajo de graduación, a

través de sus respectivos diagramas

unifilares, implementan tendencias

modernas de diseño. Esta característica

convierte a la subestación de

distribución con capacidad para

mantener carga ante una contingencia.

Dentro de las principales tendencias

modernas se tienen: disponer de al

menos dos circuitos de alimentación,

contar con al menos dos

transformadores, seccionamiento en los

buses, implementar celdas metalclad,

aumentar el aislamiento de la

subestación a través de cable

semiaislado y protecciones anti-fauna.

También, se requiere maniobrabilidad

bajo carga, un control suplementario de

la carga, automatizar ciertas maniobras y

mantener los estándares de power

quality.

En el primer diseño se muestra una

subestación aislada en aire

implementando interruptores de potencia

tanque vivo. El segundo diseño es aún

más confiable porque se incluye celdas

metalclad en lugar de los interruptores de

potencia convencionales. Las celdas

metalclad presentan múltiples ventajas

con respecto a los interruptores

convencionales.

33

CAPITULO 3. TENDENCIAS MODERNAS DE SUBESTACIONES

El diseño de las subestaciones de distribución en los sistemas de potencia ha mantenido

una estructura radial por su bajo perfil, fácil maniobrabilidad y una compacta economía en

términos de requerimiento de equipos. Como consecuencia, estos tipos de diseños no

ofrecen mucha flexibilidad, ya que una falla en la barra principal deja sin servicio a todas

las cargas. Además, ofrece poca confiabilidad basada en el hecho que una contingencia

que suceda, dentro o fuera de la subestación, deja sin energía los circuitos de salida. Es

común observar, en las subestaciones eléctricas de distribución, que la sección del bus de

alta tensión carece de capacidad de maniobra, lo cual es importante para la capacidad de

servicio y esto debe preverse no con equipo sencillo como una cuchilla o un seccionador

sino que con interruptores de potencia.

Por este motivo las subestaciones eléctricas de distribución se deben diseñar para

mantener excelentes índices de confiabilidad y flexibilidad de operación. Por lo que, las

tendencias modernas de diseño de subestaciones de distribución deben incluir elementos

que proporcionen mejores índices de confiabilidad y flexibilidad. Los criterios de diseño

que se deben de tomar en cuenta para el diseño y construcción de subestaciones

confiables con tendencias modernas son los siguientes:

i. Disponer, por lo menos, de dos circuitos de alimentación para proporcionar una

redundancia.

ii. Seccionamiento del bus primario con interruptores de potencia funcionando offline

u online.

iii. Por lo menos dos transformadores de potencia, ambos con la suficiente capacidad

para soportar la carga total. Los transformadores deben contar con la capacidad

de cambiar taps bajo carga para proporcionar una regulación de voltaje bajo carga.

iv. Conexión de los transformadores en delta en el primario y estrella sólidamente

aterrizado en el secundario para aprovechar la capacidad de aislamiento galvánico

que poseen los transformadores, con lo que evitamos problemas de la red. Sin

embargo, se debe estudiar el tipo de conexión que presentan las subestaciones de

transmisión para evitar problemas de sincronismo en las líneas de salida debido a

desfases angulares por el tipo de conexión de la subestación de distribución. De

esta manera, se puede implementar la conexión estrella aislada en el lado primario

34

y estrella sólidamente aterrizada en el lado secundario para asegurar un desfase

angular de cero grados.

v. Seccionamiento en el bus secundario, para dar respaldo a las carga en caso de

una falla.

vi. Implementación de interruptores mediante celdas metalclad, que proporcionan

bajos índices de fallas por año, son confiables y compactas.

vii. Aplicación de un control suplementario de carga.

viii. Implementación del cable semiaislado en los circuitos de salida, cuya función es

proporcionar un nivel de aislamiento necesario para evitar apertura de circuitos

por contacto accidental de elementos conectados a tierra (por ejemplo árboles).

ix. Utilizar protectores anti-fauna.

x. Las maniobras de transferencias en las tendencias modernas de distribución

deben de ser bajo carga sin interrupción cumpliendo las condiciones de

sincronismo (frecuencia, desfase angular, diferencia de voltaje).

xi. Implementar automatización en las maniobras de transferencia por falla.

xii. Registro de transitorios y registro de power quality implementados a través de

equipos de medida y relevadores de protección.

3.1 Diseño Confiable

Un diseño confiable basado en el concepto de diseño en forma “H” sería una solución

para una subestación de distribución. En este diseño, se implementan las tendencias

modernas expuestas anteriormente. Por lo que, el diseño tendrá dos líneas de

alimentación 46 kV proporcionando una redundancia hacia la subestación.

Además, se utiliza el concepto de dos transformadores de potencia ambos con la

capacidad suficiente para soportar 50 MVA de carga, si sólo trabajase uno. En el lado

primario, existe un bus seccionado por un interruptor de potencia proporcionando

selectividad del lado primario 46 kV. En el lado secundario también utilizaremos

seccionamiento en el bus de 23 kV a través de un interruptor de potencia. Además,

utilizaremos celdas metalclad para alojar los interruptores de potencia, de esta manera

proporcionar un alto nivel de seguridad a las personas y a las instalaciones, continuidad

del servicio eléctrico y disminución de los tiempos de salida de servicio por fallas. El

diagrama unifilar conceptual se muestra en anexo B.2.

35

En Figura 3-1 se analizan diversos puntos de falla en el diseño tipo “H”. De esta manera

se entiende mejor el funcionamiento que este representa ante contingencias severas:

1) Al fallar una línea de subtransmisión. La subestación siempre estaría trabajando

ya que posee redundancia con la otra línea de alimentación. Así, si falla la línea 1

despejamos la falla abriendo el interruptor 01, como el interruptor interbus primario

se mantiene normalmente cerrado siempre estará alimentado el transformador. Con

este procedimiento nuestra subestación de distribución despejara la falla en un

menor tiempo posible.

2) Al falla el bus primario. Si el bus primario falla en uno de los lados, se cuenta con

la ventaja de estar seccionado. Si falla la parte de abajo del bus, se activaran las

protecciones haciendo que los interruptores 02 y 04 se abran y reduciremos la

magnitud de la corriente de falla al abrir el interruptor interbus 05. Por lo que, por un

instante perderemos nada más la mitad de carga pero esta se restablecerá al

interconectar el bus secundario a través del interruptor interbus 73.

3) Al falla un transformador. Si falla el transformador TX1, se activarán las

protecciones haciendo que se disparen los interruptores 03 y 71 ya que el relé

diferencial detectara un desbalance en las corrientes y mandara el disparo de dichos

interruptores. En el diseño tipo “H”, al tener seccionado el bus primario, el otro ramal

de trabajo no sentirá la presencia de esta falla pero perderemos la mitad de la carga

por unos instantes. La ventaja de dimensionar los transformadores para que

soporten la máxima capacidad de la carga beneficia porque se interconecta el bus

secundario a través del interruptor interbus y de esta manera se restablece la carga

al 100%.

4) Al fallar un interruptor de salida del bus secundario. Si se produce una falla en

la salida del bus secundario, por ejemplo el interruptor 84. La protección aguas

arriba se accionará, disparando el interruptor interbus 73. Al estar seccionado el bus

secundario se pierde solo la mitad de la carga evitando así tener un colapso total.

Manteniendo la filosofía del diseño tipo “H”, el primer diseño propuesto implica la

utilización de interruptores de potencia convencionales, ver anexo B.3. Por otro lado, el

segundo diseño propuesto únicamente difiere del primero por la inclusión de celdas

metalclad en vez de interruptores de potencia convencionales en el lado de 23kV (ver

anexo B.4).

36

Figura 3-1. Posibles fallas en la subestación con diseño tipo “H”.

Cabe mencionar que, si se automatizaran las maniobras para controlar la apertura y cierre

de los interruptores al momento de alguna falla descrita anteriormente, los tiempos de

restablecimiento de la carga serían mucho más rápidos convirtiendo aún más confiable el

diseño de la subestación.

Dentro del concepto general de tendencia moderna, en cuanto al diseño de

subestaciones, ya no es suficiente con elaborar un diseño confiable, redundante, flexible,

seguro. Debemos de pensar en los factores externos a los cuales las subestaciones de

distribución se ven expuestas a interrupciones, por ejemplo el contacto que algún animal

tenga dentro de algún equipo en la subestación o el contacto con las líneas de

alimentación, las exposición de los equipos a ambientes hostiles y al clima con cambios

sumamente bruscos, desastres naturales, disposición del área en la que se construirá la

subestación, etc. Existen equipos que ayudan a bajar los índices de fallas haciendo que

los diseños se vuelvan más confiables e implementando dispositivos con tendencia

moderna.

Mencionaremos tres en particular:

- Celdas metalclad.

- Cable semi aislado.

- Protectores anti-fauna.

F1

F2

F3

F4

37

3.2 Celdas Metalclad

Las celdas de Media Tensión, son un encerramiento metálico en el cual se ubican equipos

de maniobra, medición, protección y control que cumplen la función de recibir y distribuir

la energía eléctrica. El conjunto de celdas de media tensión serán del tipo metalclad para

uso interno en casetas de control. Las celdas metalclad son aptas para utilización en

subestaciones eléctricas de distribución, donde se requieren compartimientos separados

para los diversos componentes de media tensión con el fin de proporcionar un alto nivel

de seguridad a las personas y a las instalaciones, continuidad del servicio eléctrico,

disminución de los tiempos de salida de servicio por fallas. Además, cuentan con la

versatilidad que el interruptor de potencia es tipo extraíble e incluyen un mecanismo para

la interrupción de arco eléctrico que se podría generar cuando el interruptor es removido

físicamente del resto de la celda, intercambiando la posición del interruptor de potencia de

la celda de conectado a desconectado o viceversa.

Las celdas metalclad poseen diversos compartimientos separados unos de otros a través

de placas metálicas que se encuentran aterrizadas e interconectadas por medio de

aisladores pasantes de resina epóxica que poseen alta resistividad a la suciedad y

esfuerzos electrodinámicos. De esta manera, cada celda está distribuida en espacios para

el interruptor de potencia, barras o buses, cables de potencia encargado de la

alimentación de barras o para salida de circuitos, transformadores de instrumentación,

dispositivos de control y medición, seccionadores con puesta a tierra, etc.

Cuando las celdas metalclad están en funcionamiento se mantiene seguro al operario por

medio de un bloqueo de seguridad porque al abrir la puerta frontal de la celda se

encuentra una placa metálica de protección conjuntamente con un vidrio de protección

impidiendo el acceso al interior del interruptor de potencia. De esta manera se evita

ingresar a las partes energizadas que posee la celda para evitar accidentes y si se

requiere ingresar a la zona interna de la celda debemos esperar a que se enfríe, aunque,

por medio del vidrio (de la zona frontal) podemos verificar el funcionamiento de la zona

interior.

El diseño de subestaciones modernas, en los sistemas de potencias, requiere la

implementación de celdas metalclad y esto ha llegado hasta los sistemas de distribución

porque se convierte en un criterio de diseño muy importante para las compañías

38

distribuidoras de energía eléctrica. La implementación de celdas metalclad facilita

compactar el espacio físico de las subestaciones, de esta manera presenta ciertas

ventajas en comparación de las subestaciones exteriores convencionales. Entre las

ventajas más relevantes tenemos:

- Optimizar el espacio físico. El área para instalar una subestación implementando

metalclad es más compacta y por lo tanto, requerirá menor espacio físico que una

subestación convencional; como resultado de diseñar una subestación con metalclad

habrá mayor espacio en el terreno físico si se requiere ampliar la subestación en el

futuro.

- Costo de adquisición del terreno. Muchas veces la inversión en la compra del

terreno para instalar la subestación se torna un factor importante por el desembolso

que se debe hacer; por lo que, si el diseño de la subestación involucra celdas

metalclad las dimensiones requeridas por la subestación serán menores que las

dimensiones de una subestación convencional. Como consecuencia, si el terreno es

muy costoso reduciríamos el gasto con el diseño implementando metalclad, ya que por

ser un diseño compacto las celdas se instalan en un edificio donde para futuras

ampliaciones se pueden tener varios pisos o incluso, construir un sótano donde instalar

las celdas metalclad. De esta manera, se tendrá flexibilidad para ampliar la capacidad

de la subestación por si se desea instalar más celdas metalclad en un futuro.

- Seguridad de operación. Toda subestación debe regirse bajo criterios de seguridad,

bajo este principio las celdas metalclad tienen la ventaja de no tener partes

energizadas en su exterior (carcaza), ya que primero hay que abrir su compuerta de

protección principal si se desea ingresar a las partes energizas de la celda (interruptor

de potencia, seccionador, bus, transformadores de medición), además todas las partes

energizadas se encuentran aisladas por sectores (espacios metálicos independientes)

donde todas las placas metálicas están aterrizadas. Otro factor importante es que al

abrir una celda por mantenimiento se pueden abrir el interruptor de potencia desde la

parte frontal de la celda, pero si se da una interrupción de arco eléctrico producida por

la apertura del interruptor la celda dispone de un conducto de alivio de gases (en la

parte superior) que disipa los gases calientes y ciertas partículas incandescentes de

forma segura y a su vez, mantener segura la vida del operario.

- Menor mantenimiento. Toda subestación requiere de mantenimiento correctivo y

preventivo cada año pero con las subestaciones diseñas con metalclad se tienen

menores costos de mantenimiento ya que al estar las celdas metalclad instaladas en

39

interiores no mantienen contacto con entes externos como contaminación, lluvia, sol,

polvo, vientos, animales, etc., evitando un rápido deterioro de los dispositivos. Por el

contrario, las subestaciones convencionales requieren de mayor mantenimiento para

evitar contingencias por los agentes externos.

- Instalación de la subestación. El tiempo de planificación para instalar todos los

equipos en una subestación se ve reducido cuando se diseñan subestaciones con

celdas metalclad en vez de las subestaciones convencionales; de esta manera, se

logra poner en marcha la subestación en menor tiempo. Las celdas están constituidas

por módulos para protección, medición, transporte de la energía, cables de potencia,

barras de entrada y salida. De esta manera, una bahía para un circuito de salida viene

incluido completo en la celda metalclad. Además, la instalación de la celda metalclad

es sencilla en comparación con las subestaciones convencionales evitando así el

diseño e instalación de las estructuras con las que se diseñas las bahías de salida de

circuito como las estructuras de soporte, barras, interruptores de potencia,

seccionadores. Desde la perspectiva de una contingencia, la sustitución de un

interruptor de potencia en una celda metalclad requiere menor tiempo de interrupción

que una subestación del tipo convencional, ya que sólo se debe extraer el interruptor e

insertar el nuevo.

- Tecnología de diseño. Las subestaciones con diseños modernos requiere la

implementación de tecnologías que reduzcan el espacio de la subestación y a su vez

se logre tener una mayor capacidad potencia, por lo que, con los diseños modernos

utilizando metalclad reducimos el espacio ya que las celdas pueden estar fabricadas

aisladas en aceite, aire, en vacío e incluso en gas (SF6). Si se utilizan las últimas, se

podrían incorporar las celdas metalclad a las innovadoras subestaciones tipo GIS.

Las especificaciones que requieren las celdas metalclad están regidas bajo la normal

IEEE std. C37.20.2 [1]. La cual presenta las principales características eléctricas

nominales:

- Voltaje Nominal

- Voltaje Máximo Nominal

- Niveles de aislamiento

- Corriente Nominal

- Corriente Momentánea de Tiempo Corto.

40

VOLTAJE MÁXIMO

NOMINAL

(KV)

VOLTAJE

NOMINAL

(KV)

VOLTAJE DE PRUEBA A FRECUENCIA

INDUSTRIAL

(KV)

BIL

(KV)

4.76 4.16 19 60

15 13.8 36 95

27 25 60 125

38 34.5 80 150

Tabla 3-1. Voltajes y niveles de aislamiento para celdas metalclad según norma IEEE C37.20.2

Dentro de las características físicas, las celdas metalclad se desglosan en diversos

compartimientos.

Figura 3-2. Compartimientos de una celda metalclad.

- Compartimiento de instrumentos. Espacio para instalar los equipos de mando y

control, a su vez en este espacio se reciben e interconectan las señales internas y

externas del tablero. Cada instrumento de baja tensión está aislado de los

compartimientos de alta tensión. De manera que, se mantiene seguro el personal

de operaciones y mantenimiento mientras se trabajan en los circuitos de control y

auxiliares. Cada aparato y contactos auxiliares se instalan en la puerta frontal para

tener un fácil acceso y lectura. Sin embargo, los aparatos que no requieren un

acceso o lectura inmediata se instalan dentro del compartimiento.

DESIGNACIÓN DE COMPARTIMIENTOS

1) Compartimiento de cableado

auxiliar.

2) Compartimiento de instrumentos.

3) Compartimiento de interruptor.

4) Compartimiento de

transformadores de tensión.

5) Compartimiento de cables.

6) Compartimiento de barras.

7) Compartimiento de fuga de gases.

41

- Compartimiento del interruptor. Desde aquí se inserta o extrae el interruptor de

potencia donde una estructura fija recibe y conecta al interruptor con las barras

principales de la celda metalclad. Además, cada interruptor posee tres posiciones

de operación: extraído, prueba e insertado. También, las señales de control se

conectan utilizando enchufes especiales para la realización de pruebas eléctricas

en la posición de “prueba” con el interruptor insertado y el compartimiento cerrado.

Finalmente, las maniobras necesarias para insertar o extraer al interruptor utilizan

un mecanismo o manivela que se acciona desde el frente de la celda y, para

mayor seguridad, con la puerta del compartimiento cerrada.

- Compartimiento de cables. Permite el acceso de los cables de potencia de

alimentación o de salida desde la sección superior o inferior de la celda, y este

compartimiento está aislado de los demás. Se pueden utilizar las salidas

superiores para conectar los cables en ductos de barra o bujes en el techo. Este

compartimiento puede incluir, si así se desea, de cuchillas puesta a tierra,

descargadores y aisladores capacitivos (indican presencia de tensión).

- Compartimiento principal de barras. Se encuentran los juegos principales de

barras de cobre, aisladas y separadas completamente de los demás

compartimientos a través de las barreras metálicas. Las celdas metalclad están

diseñadas para que el acceso a las barras sea desde el lado posterior para poder

inspeccionar o dar mantenimiento. Todas las barras primarias son completamente

de cobre con capacidades de 1200 A, 2000 A, 3000 A y 4000 A y sus uniones son

plateadas. Una facilidad que incluyen estas barras es que se extienden en ambos

extremos para facilitar las futuras expansiones.

- Compartimiento de fuga de gases. Dentro del interior de la celda metalclad las

cámaras o túneles ayudan como sistema de escape, proporcionando ventilación a

los gases cuando se produce una falla de arco sin que afecte de esta manera al

personal por el equipo dañado. Se cuenta con respiraderos y compuertas que se

ubican dentro de este sistema en la parte superior de la celda metalclad y poder

liberar la presión. Toda la maniobra de disipación del arco se efectúa con la puerta

principal cerrada.

42

Figura 3-3. Compuertas y chimeneas de ventilación.

Las celdas metalclad se pueden clasificar según su implementación:

1 - Celda con un interruptor de entrada.

2 - Celda con un interruptor de salida.

3 - Celda de enlace.

4 - Celda de transición.

Figura 3-4. Esquemas eléctricos de las celdas metalclad.

El diagrama eléctrico correspondiente al diseño metalclad utiliza dos celdas con

interruptor de entrada, seis celdas con interruptor de salida, una celda de enlace y una

celda de transición. En la Figura 3-5 se presenta el esquema eléctrico y la colocación que

tendrá cada celda. Además en el anexo B.10 se muestra el plano de diseño de las celdas

metalclad con sus características físicas.

43

Figura 3-5. Diagrama eléctrico para diseño con celdas metalclad

3.3 Cable Semi-Aislado

Existen diversas causas por las cuales la continuidad del servicio eléctrico en las líneas

de distribución es afectada pero una de las más perjudiciales son las producidas por el

contacto momentáneo o permanente de ramas de árbol con los conductores de líneas

aéreas desnudos instalados cerca de zonas arboladas. Para reducir en gran medida estas

fallas, que pueden ser desde transitorias hasta momentáneas, se programan podas en las

zonas arboladas o áreas urbanas para evitar el contacto entre ramas y conductores

eléctricos. Por lo que, las podas se realizan de forma programada haciendo que se

planifiquen dentro de las etapas de mantenimiento preventivo, volviéndose una inversión

en mantenimiento necesaria e inclusive un tanto costosa dando una solución inmediata

pero no suficiente para eliminar totalmente este tipo de interrupciones.

De esta manera, los diseños confiables requieren que las empresas distribuidoras bajo el

lema de responsabilidad por preservar y mantener estable la continuidad del servicio

pueden implementar el uso del cable semiaislado en sustitución del cable aéreo desnudo.

El cable semiaislado está compuesto por un conductor ya sea cobre, aluminio (AAC) o

aluminio con alma de acero (ACSR). Además, el conductor está cubierto con un

aislamiento-cubierta que permite eliminar las interrupciones del servicio eléctrico que se

provoca cuando las líneas eléctricas de distribución se topan con las ramas, así se

mantiene más segura la continuidad del servicio eléctrico a los clientes. También, el cable

semiaislado contiene características de alta persistencia eléctrica cuando suceden

descargas superficiales debido al aislamiento-cubierta que es resistente a la abrasión y a

la intemperie, soportando contactos y roces esporádicos con las ramas de los árboles.

44

La implementación del cable semiaislado tiene como misión la sustitución del conductor

desnudo existente o incluir el cable semiaislado en los diseños de la construcción de

nuevos circuitos. Con la ventaja que en ambos casos se utilizan las estructuras

normalizadas para líneas áreas de distribución convencionales. Se debe tomar en cuenta

para la instalación, que con el diseño de aislamiento-cubierta, el cable semiaislado posee

un mayor peso y diámetro final con respecto a un cable desnudo del mismo calibre.

La principal diferencia entre el cable semiaislado y el cable desnudo lo determina la

presencia de compuestos aplicados sobre el conductor, conformados por la pantalla

semiconductora sobre el conductor y el aislamiento-cubierta. Debido a esas

características se debe evitar hacer daños a estos compuestos y se deben de tener los

cuidados especiales siguientes en los cables semiaislados.

- Evitar raspones, cortes e incisiones en la cubierta al maniobrar el cable en la

instalación, para ello se debe utilizar poleas evitando de esta manera el arrastre

del cable en el piso al momento del tendido de la línea.

- Tratar de disminuir la tensión mecánica sobre el aislamiento-cubierta durante el

tendido y tensionado de la línea al momento de usar las poleas.

- Utilizar las herramientas adecuadas para efectuar el retiro del aislamiento-cubierta

para no dañar al conductor.

- Tener en cuenta que el cable semiaislado no tiene pantalla sobre el aislamiento y

se deben tomar las medidas de seguridad como si fuese una línea desnuda

energizada.

Los cables semiaislados se pueden implementar para voltajes máximos de 15, 25 o 35 kV

utilizándose en ambientes donde la temperatura máxima de operación sea de 90°C.

Figura 3-6. Partes que conforman al cable semiaislado.

45

Con la implementación del aislamiento-cubierta los cables semiaislados evitan

interrupciones del servicio eléctrico por el contacto entre los cables y las ramas de los

árboles y esto ayuda a reducir las podas. Sin embargo, siempre es necesaria una poda

selectiva para evitar daños provocados por ramas que puedan someter al aislamiento-

cubierta a un desgaste permanente por el roce continuo.

3.4 Protecciones Anti-Fauna

La intrusión de animales dentro de las instalaciones de subestaciones eléctricas ha sido

un problema que a medida pasa el tiempo se vuelve preocupante por las fallas o

interrupciones que estos animales suelen provocar. Ciertos problemas asociados a

animales varían según el área geográfica y producen daños en equipos, interrupciones o

pérdida del servicio a los clientes industriales y los problemas de seguridad.

Hay muchos animales entre ellos aves, mamíferos, reptiles e insectos que pueden afectar

la operación de la subestación eléctrica. El efecto que estos animales producen se puede

evaluar por los problemas que ellos causan, como el tipo de interrupción, el equipo que

comúnmente se daña y el peligro en cuento a salud y seguridad provocan estos animales

al personal humano que se encuentra en el recinto. Debido a esta preocupación, dentro

de la ingeniería básica para el diseño de subestaciones eléctricas se debe de tomar en

cuenta estas interrupciones para fomentar los diseños confiables y tomar medidas para

erradicar en lo menor posible estas fallas. Para ello, la IEEE llevo a cabo un estudio con

las causan principales de estas interrupciones y se elaboró la norma “IEEE Std. 1264-

1993” [2] con la cual se prevé conocer los principales animales que provocan fallas en una

subestación eléctrica. A partir de este estudio, se han identificado ciertos animales que

son comúnmente vistos en las subestaciones eléctricas y podrían ser causantes de

interrupciones.

Animal Porcentaje de animales vistos en subestaciones

Ardillas 90 %

Aves 86 %

Serpientes 46 %

Gatos 43 %

Ratones 30 %

Ratas 19 %

Otros 70 %

Tabla 3-2. Animales identificados como causante de interrupciones según IEEE std. 1264-1993.

46

Es importante tener conocimiento de los posibles animales que se encuentran en las

zonas aledañas de la subestación eléctrica, de esta manera prever que estos animales

puedan ingresar al recinto. Por lo que, los animales más comunes que pueden irrumpir

dentro de la privacidad de una subestación en El Salvador están: ardillas, aves, garrobos,

conejos, serpientes, armadillos (cusucos), gatos, perros, ratones, ratas, etc.

Hay varias razones por las cuales los animales entran en las subestaciones. Los gatos

entran a las subestaciones por calidez, las aves construyen nidos en los equipos y

estructuras. Las serpientes tratan de alcanzar los nidos de aves para comerse a los

huevos o las crías. Los garrobos buscan llegar las partes altas para recibir rayos solares

o posarse sobre algún equipo por el calor que este genera. Las ardillas migran hacia

territorios desconocidos. Los depredadores entran a las instalaciones de las

subestaciones buscando los roedores que muchas veces hacen sus casas en los equipos

y estructuras.

Los animales en las subestaciones causan una variedad de problemas inclusive fallas, las

cuales resultan en interrupciones, reducción de la vida útil del equipo, o grandes daños a

los equipos. De manera que, es sumamente imposible evitar que no ingresen animales

pero se busca la manera de reducir que estos animales provoquen fallas y mejorar la

confiabilidad y minimizar las interrupciones asociadas a estos eventos.

Las protecciones anti-fauna proporcionan protección preventiva para reducir el riesgo que

algún animal pueda ser el provocante de alguna interrupción. Por lo que, su

implementación es evitar que se produzca una falla línea a línea o línea a tierra si algún

animal logar traspasar el muro perimetral de la subestación y se trepa o se aloja sobre

algún bushing de transformador o interruptor.

Las protecciones anti-fauna a utilizar son las siguientes:

a) Disco anti-fauna tipo rejilla: Disco anti-fauna de aplicación en vivo. Polímero

resistente a intemperismo, rayos U.V. y contaminación. Aísla roedores y aves de

las áreas energizadas.

47

Figura 3-7. Disco tipo rejilla.

b) Cubierta de boquilla termográfica: Cubierta anti-fauna para boquilla de

transformador. Permite realizar verificaciones termográficas además de poder

instalarse con el sistema energizado.

Figura 3-8. Boquilla termográfica.

c) Faldón protector de guano para aisladores de suspensión: Protege los

aisladores de suspensión de los daños causados por el guano de aves y por la

formación de nidos sobre las cadenas de aisladores. Ofrece una variedad de

opciones para su instalación incluyendo instalaciones nuevas o mejoras de

instalaciones ya en operación. Su cuello rígido evita que el faldón se voltee por

acción del viento. Reutilizable para mantenimiento. Polímero reticulado resistente

a rayos U.V., intemperismo, alta contaminación y garras de aves de presa.

Figura 3-9. Protector de guano.

3.5 Control suplementario de cargas

Las subestaciones de distribución son de gran importancia para mantener la continuidad

del servicio de energía eléctrica en las ciudades y en los clientes industriales

48

convirtiéndose en un compromiso, por parte de la subestación, mantener un servicio

eléctrico confiable para sus clientes y usuarios finales. Por lo que, la falta del suministro

de alimentación que proporcionan las subestaciones de distribución, ocasiona un

profundo impacto desfavorable para las empresas industriales en cuanto a las pérdidas

económicas.

Uno de los motivos que afecta a las subestaciones de distribución es la capacidad de los

transformadores de potencia para soportar cargas entre el 80% y 90% debidos al

crecimiento de la demanda cuando uno de los transformadores de la subestación debe de

salir por mantenimiento o fallo. Por este motivo, ante la salida de un transformador se

produce un colapso de las cargas debido a la sobrecarga que presenta el o los

transformadores que quedan en servicio.

Para evitar estos colapsos en la red, es necesario implementar un esquema para el

control suplementario de las cargas que permita mayor confiabilidad de la subestación

para conservar la carga atendida ante una contingencia en uno de los transformadores

3.5.1 Diseño del control suplementario

De manera general, en este apartado se pretende explicar el funcionamiento práctico del

control suplementario de cargas para el esquema de diseño tipo “H” donde, cada circuito

de salida está manejando 10MVA y la subestación en general estará manejando una

capacidad de 60MVA. Si un solo transformador maneja esta cantidad de carga estará

sometido a una capacidad del 120%.

El control suplementario de carga desconectará de manera selectiva las cargas

conectadas a los circuitos de salida de la subestación. Se debe conocer el tipo de

enfriamiento del transformador para no sobrepasar los valores permitidos que soporta en

cada etapa de enfriamiento. Se tendrán dos etapas de deslastre:

- Etapa 1: Sobrecarga del 120% en adelante:

o Desconexión del circuito #6.


- Etapa 2: Sobrecarga 100% - 120%


49

DEM Salida de un transformador

50 MVA 46/23 KV

Cargabilidad del transformador

en servicio

50MVA

Cargas desconectadas

[MVA]

MVA % #1 #2 #3 #4 #5 #6 TOTAL

MIN CASO BASE 30 60 10 10 10 5 5 10 50

Desconexión de un transformador

sin deslastre 50 100

Deslastre carga #6 40 80 10 10

MED CASO BASE 30 60 10 10 10 5 10 10 55



Deslastre carga #6 45 90 10 10

MAX CASO BASE 40 80 10 10 10 10 10 10 60



Deslastre carga #5 y #6 40 80 10 10 20

Tabla 3-3. Tabla de deslastre de cargas.

La operación del control suplementario será coordinada por relés, se debe conectar un

relé por cada transformador de potencia de la subestación. Cada relé instalado realizará

medidas de corriente en los lados de alta de los transformadores de forma independiente

para determinar la cargabilidad de los transformadores, con las mediciones se debe

desarrollar una lógica de pulsos de disparo para accionar los interruptores de potencia

encargados de cada circuito de salida.

Figura 3-10. Esquema de control de control suplementario.

La programación del control suplementario implementará funciones de tiempo definido y a

partir de la cargabilidad del transformador se envían los pulsos de disparo al respectivo

interruptor de potencia de cada circuito de salida de la subestación

La secuencia de operación del control suplementario de carga es la siguiente:

Control

Suplementario

de Carga

RTAC 3530

Corriente TX1

Corriente TX2

Etapa 1

Circuito #5 y #6

Etapa 2:

Circuito #6

50

- . PRIMERA ETAPA 120% en adelante: Cuando en uno de los transformadores se

presenta una cargabilidad superior al 120%, durante un tiempo superior a 3

segundos el esquema opera así:

o Envía pulso de disparo para accionar (abrir) el interruptor de potencia del

circuito de salida #6.

o Envía pulso de disparo para accionar (abrir) el interruptor de potencia del


Si la cargabilidad del transformador aún es superior al 120%, la protección de sobre

corriente del transformador actuará en un tiempo inferior a 3 segundos.

- SEGUNDA ETAPA 100% - 120%: Cuando uno de los transformadores tenga una

cargabilidad superior al 100%, durante un tiempo superior a 4 segundos el control

de carga será el siguiente:

o Enviar pulso de disparo para accionar (abrir) el interruptor de potencia del


Luego de operar la etapa 2, sí la cargabilidad del transformador aún es superior al 120%

operará la protección de sobre corriente de fase del transformador en un tiempo de

inferior a 4 segundos.

3.6 Sistema de control de la subestación

Las soluciones Smart grid utilizan la información, computación y comunicaciones para

mejorar la confiabilidad y eficiencia, cumpliendo así las necesidades del cliente. De esta

manera aísla las fallas rápidamente, restablece la energía, controla la demanda, y

restablece la estabilidad para que la energía eléctrica sea más confiable e inteligente.

Por lo que, un Controlador de Automatización en Tiempo Real (RTAC) se conecta con los

demás dispositivos de protección y medición para brindar protección, comunicación,

detección, monitoreo, seguridad y control de la subestación

Una de las tantas ventajas es el desarrollo de una interfaz humano-máquina (IHM) que

permite que los usuarios tenga acceso a los diagramas del sistema en cualquier

navegador de red utilizando la IP del RTAC para supervisar el sistema desde una

ubicación remota. Además, la plataforma de automatización RTAC es ideal para

51

concentración de datos, conversión de protocolos, datos de sistema SCADA o esquemas

de automatización de distribución altamente inteligentes que optimizan la confiabilidad y la

eficiencia de todo el sistema.

Figura 3-11. Ejemplo de Interfaz Humano-Máquina

El RTAC puede actuar como un concentrador de datos usando protocolos de

comunicación como IEC 61850 MMS client, Modbus, DNP3, IEC 61850 GOOSE o

Mirrored Bits para integrar tanto dispositivos seriales como Ethernet. La conexión Ethernet

del RTAC proporciona el acceso remoto al sistema para monitorear los registros y

diagnósticos de la subestación. Primero se estable comunicación remota con los

dispositivos conectados al RTAC a través de los canales de comunicación mediante fibra

óptica. Luego, el software del RTAC se encarga de manejar la información del relé de

protección o del equipo de medición para que se tenga esta información remotamente.

Figura 3-12. Acceso y comunicación entre RTC y dispositivos inteligentes

52

La implementación de productos SEL en el diseño de la subestación Apopa brindará

versatilidad para interconectarse y crear Smart grid. Los productos SEL implementados

para el sistema de control de la subestación son:

Elemento Función3

SEL-351 Relé de protección multifuncional para líneas

SEL-387T Relé de protección diferencial para el transformador

SEL-487B Relé de protección diferencial para barras/buses

SEL-735 Medidor con reportes de power quality

SEL-3530 RTAC Controlador de Automatización en Tiempo Real

Tabla 3-4. . Lista de dispositivos inteligentes

El plano de control de la subestación se observa en anexo B.11.

3 La hoja de especificación de cada dispositivo se muestra en Anexo C .

53

3.7 Referencias

[1] IEEE Std C37.20.2-1999, Standard for Metal-Clad and Station-Type Cubicle

Switchgear., 1999.

[2] IEEE Std. 1264-1993, "Guide for animal deterrents for electrical power supply

substations,".

[3] Paulo Alejandro Alpízar Herrera, "Análisis comparativo de subestaciones eléctricas de

distribución de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., convencionales tipo

exterior y tipo interior compactadas utilizando celdas metalclad," Facultad de

Ingeniería, Universidad de Costa Rica, Ciudad Universitaria Rodrigo Facio, Proyecto

Eléctrico 2005.

[4] Comisión Federal de Electricidad, "Tableros Metálicos Blindados tipo "Metal-Clad" para

Tensiones Nominales de 15kV a 38kV," Norma de referencia 2004.

[5] Woer, "Catalogo industrial de productos eléctricos," 2014.

54

CAPÍTULO 4

DISEÑO CONFIABLE DE

LA SUBESTACIÓN


El diseño confiable de la subestación

implementa un estudio de ingeniería

básica, el cual define los lineamientos

generales e ideas básicas del proyecto.

Estas ideas y definiciones del proyecto

permiten desarrollar ciertos análisis

teóricos para evaluar el diseño

propuesto.

Además, permite descubrir las

principales problemáticas que se pueden

encontrar en la topología de la red y

como pueden afectar el funcionamiento

de la subestación a diseñar.

También, se incluye un cálculo de

confiabilidad para determinar cuál de los

dos diseños propuestos es más confiable

en base al método Mínimo Conjunto de

Cortes.

Finalmente, se presentan los planos de

vista en planta y vista de perfil de ambos

diseños para obtener una mejor

perspectiva de la colocación física de los

equipos.

55

CAPITULO 4. DISEÑO CONFIABLE DE LA SUBESTACIÓN

El diseño de la subestación incorpora la etapa de Ingeniería Básica que cumple la función

de analizar el diseño de la subestación para prever el funcionamiento que tendrá y

determinar posibles problemas relacionados al diseño de la misma y a la topología de la

red. Por lo que, en la ingeniería básica se llevan a cabos los siguientes estudios

analíticos: estudios de cortocircuito, estudios de flujo de carga, coordinación de las

protecciones y análisis de confiabilidad. Este último análisis permite comparar la

confiabilidad de dos o más diseños de subestación y, de esta manera determinar cuál es

el diseño que operará con menor interrupciones por año.

4.1 Ingeniería Básica

Los requerimientos de diseño de la subestación de distribución Apopa incluyen un

transformador de potencia con capacidad máxima de 50 MVA con voltaje primario de 46

kV y voltaje secundario de 23 kV con una conexión estrella-estrella. Además, se debe

incluir un tercer devanado, al transformador de potencia, en conexión delta para

compensar los terceros armónicos nocivos que se presentan en los voltajes respecto al

neutro debida a la conexión estrella-estrella. La subestación de transmisión existente a la

que se conectará la subestación Apopa es la subestación Nejapa, propiedad de ETESAL,

donde se requerirán dos bahías de salida a 46 kV. Por lo que, se requieren de dos líneas

de subtransmisión que tendrán una distancia de 9.8 km aproximadamente. El diagrama

conceptual del proyecto se encuentra en anexo B.2.

Por último, debido a la topología de la red (conexión delta) por parte de la subestación

Nejapa, es necesario la instalación de un transformador de tierra en la barra primaria

46kV de la subestación Apopa para crear una referencia y evitar que la corriente de falla

monofásica sea tan pequeña, casi cero.

Los criterios de diseño que tendrá la subestación Apopa están puntualizados en el

capítulo 3 del presente trabajo de graduación. Recalcar que la implementación de dichos

criterios permite que el diseño de la subestación sea confiable e implemente tendencias

modernas.

56

Dentro de los aspectos de diseño se presentan dos propuestas de diseño para la

subestación Apopa. El primer diseño implementa interruptores de potencia tipo tanque

vivo en el lado de 23 kV (ver anexo B.3). Y el segundo diseño implementa celdas

metalclad en lugar de los interruptores de potencia convencionales en el lado de 23 kV

(ver anexo B.4). Ambos diseños implementan la configuración de barra seccionada y su

única diferencia es el tipo de interruptor en el lado de 23 kV. Los diseños contemplan la

futura instalación de un segundo transformador y la expansión tanto de un circuito de

entrada como de salida.

4.2 Estudio de flujo de carga

Este análisis permite conocer más a profundidad el comportamiento del voltaje y corriente

cuando son afectados por la impedancia de las líneas de subtransmisión, donde a mayor

distancia mayor caída de tensión. Las líneas de subtransmisión de la subestación Nejapa

recorrerán una distancia de 9.8 km hasta la subestación Apopa. Recordar que el

transformador de potencia posee la capacidad para cambiar 21 taps bajo carga para

regular hasta +5% y -5% el voltaje nominal en intervalos de 0.5%

Para realizar el estudio de flujo de carga se observa el funcionamiento del sistema

cuando el transformador de potencia posee carga nominal 30MVA, carga a un 90%

(45MVA) y cuando se carga a su valor máximo de potencia 50MVA.

Figura 4-1. Cargabilidad nominal 30MVA

57

Debido a la impedancia de las líneas de subtransmisión existe una caída de voltaje

primario de 1.23%. Por lo que, el lado primario del transformador detecta 45.43 kV y el

cambiador de taps automático se encarga de ajustar el voltaje secundario a 23 kV casi

exactos. Se puede especificar al fabricante que la relación de transformación sea 1.98 en

vez de 2 para que, en condiciones normales de carga el cambiador de taps se encuentre

en su tap central.

Figura 4-2. Cargabilidad al 90% (45MVA)

Figura 4-3. Cargabilidad al 100%

58

Resultado:

CARGABILIDAD VOLTAJE

Bus ETESAL Bus Primario 46kV Bus Secundario 23kV

30MVA (60%) 100% 98.77% 99.81%

45MVA (90%) 100% 97.94% 100.02%

50MVA (100%) 100% 97.63% 100.03%

Tabla 4-1. Variación de voltaje respecto a la cargabilidad

Al analizar los datos por cargabilidad, se determina que al pasar de una cargabilidad de

60% a 90% el voltaje sufre una breve caída en su magnitud tanto en el bus primario 46kV

como el bus secundario 23kV pero no sobrepasa el 3% tolerable debido a que el

transformador tiene la capacidad para cambiar automáticamente sus taps bajo carga. El

causante de esa pequeña caída es el efecto Joule de las líneas de subtransmisión.

Cuando el transformador trabaja a tope 100%, la caída de voltaje es más significativa, los

buses que sobrepasan el valor tolerable de caída de voltaje se vuelven de color rojo y

buses que están en estado crítico se tornan de color violeta. El voltaje, en el bus primario,

no sobrepasa el valor tolerable del 3% de caída de voltaje pero está en el límite, por lo

que se torna de color violeta por estar en estado crítico. ETAP nos advierte que estamos

saturando al transformador porque le adjudica un color rojo y si exponemos por mucho

tiempo al transformador en ese estado se reduce su vida útil.

4.3 Análisis de cortocircuito

Para conocer el nivel de cortocircuito en el diseño de la subestación Apopa se utiliza el

software ETAP. Los buses primario y secundario del diseño de la subestación son

sometidos a fallas trifásicas y monofásicas.

Primeramente, se determinan las fallas trifásicas en todos los buses.

59

Figura 4-4. Falla trifásica

Resultado:

FALLA TRIFÁSICA


9 kA 5.15 kA 5.67 kA

Tabla 4-2. Valores de cortocircuito trifásico

Existen un inconveniente para determinar la falla monofásica en el bus primario 46 kV de

la subestación Apopa (ver Figura 4-5). Dado que la configuración del transformador de la

subestación Nejapa en el lado de 46kV es delta, se tiene la desventaja que al ocurrir una

falla monofásica en el bus primario de la subestación a diseñar, la corriente de

cortocircuito será bastante baja, casi cero.

Figura 4-5. Falla monofásica en bus primario 46kV sin transformador de tierra

60

Para evitar este inconveniente se instala un transformador de tierra en el bus primario. De

esta manera, al ocurrir una falla monofásica en el bus primario, el transformador de tierra

se convertirá en una fuente de secuencia cero para alimentar la falla. Por lo que, las

protecciones detectarán una corriente suficiente para que accionen. Para determinar el

transformador de tierra se requiere conocer el valor de la falla trifásica y el nivel de voltaje

nominal (ver cálculo de transformador de tierra en anexo A.1). El transformador de tierra,

determinado a partir de los cálculos, tiene una capacidad de 4.11 MVA.

Figura 4-6. Falla monofásica con transformador de tierra

Resultado:

FALLA MONOFÁSICA


2.84 kA 3.35 kA 5.08 kA

Tabla 4-3. Valores de cortocircuito monofásico

4.4 Protección de equipos

Todo elemento incluido en el diseño de la subestación está propenso a una falla o

cortocircuito, se implementa la protección por medio de relés para despejar la falla lo más

rápido posible y evitar catástrofes e incluso una salida total de la subestación de

distribución. Las funciones de cada relé utilizan una nomenclatura numérica expuesta en

el anexo B.1.

61

4.4.1 Protección del transformador

El transformador de potencia es el elemento de mayor relevancia dentro de una

subestación. Por lo que, el grado de protección que debe brindársele debe ser alto para

que despeje cualquier falla con una alta sensibilidad y rapidez en la operación.

Las protecciones que se toman en cuenta son:

- Protección diferencial (87T): Está dirigida hacia las fallas internas en los

transformadores así como a fallas en los terminales de alta o baja tensión. Debe

utilizarse en cada una de las fases con un tipo de pendiente (20-30-40-50%) y,

preferiblemente, con restricción de armónicos. El tiempo de accionamiento es de

30 ms.

Figura 4-7. Protección diferencial

- Protección Buchholz (63D): Esta protección está directamente relacionada con el

tanque de aceite del transformador porque mide el nivel de presión del aceite.

Figura 4-8. Protección Buchholz

- Protección contra sobrecargas (49T): Se encarga de observar los niveles de

temperatura del transformador e iniciar la operación de los ventiladores y de las

62

bombas de aceite. De esta manera, se aumenta la capacidad de enfriamiento del

transformador.

- Protecciones de sobrecorriente instantáneo (50) y temporizado (51): Se

implementan como protecciones de respaldo tanto para el lado de alta como para

el lado de baja tensión del transformador. Las unidades de tiempo suelen ajustarse

con curvas de tipo inverso o muy inverso.

4.4.2 Protección de líneas

En toda subestación eléctrica entra y salen, ya sea, líneas de transmisión (115 kV),

subtransmisión (46 kV) o líneas de distribución (4.16/13.2/23/34.5 kV). Por lo que, es

necesario implementar una protección para estas líneas como parte de las protecciones

de la subestación.

En las líneas de transmisión y subtransmisión se pueden emplear las siguientes

protecciones:

- Protección de sobrecorriente instantáneo (50) y temporizado (51): La

selectividad se logra en base a coordinación de tiempos. De esta manera, los

tiempos de libramiento de fallas cercanas a la fuente serán altos.

- Protección de sobrecorriente direccional (67): Cuando se utilizan más de dos

líneas para alimentar la subestación esta protección logra una mayor coordinación

porque identifica una falla ya sea de un lado o del otro del interruptor. Debido a la

falla, habrá corriente de cortocircuito alimentada por la línea sana pero que

recorrerá la protección en forma inversa.

- Protección de distancia (21): Posee una mayor selectividad y presenta mayores

tiempos de accionamiento. Pero depende en gran medida de la longitud de la línea

y del método a emplear, ya sea de admitancia, reactancia, de paralelogramo, etc.

Además, la línea es protegida a través de dos o tres zonas.

Para las líneas de distribución se sugieren las siguientes protecciones:

- Protección de sobrecorriente instantáneo (50) y temporizado (51): La

selectividad se logra en base a coordinación de tiempos incluyendo los tiempos de

accionamiento de las protecciones aguas arriba.

- Protección de sobrecorriente direccional (67): Su uso puede verse incluido si

una de las líneas de distribución está conecta a un elemento de co-generación. Su

función será evitar que dicho elemento inyecte corriente de cortocircuito a la falla.

63

- Reclocer (79): Recierra el circuito en cuatro intentos ajustables en tiempo y con

selector de dentro/afuera. Puede ser habilitado/deshabilitado a control remoto.

4.4.3 Protección de barras (buses)

Las barras o buses son nodos o puntos de unión de la mayoría de elementos en una

subestación eléctrica de potencia. Las fallas ocasionadas en las barras producen

consecuencias severas para mantener estable el servicio. Por lo que, es recomendable

aislar la parte fallada y mantener estable la parte sana de la barra.

La protección empleada en barras es:

- Protección diferencial (87B): Emplean el principio de corriente diferencial, donde

en una operación normal o ante una falla externa, la suma de todas la corrientes

alrededor de la barra es cero y durante una falla interna aparece una corriente

diferencial. Por lo que, la protección debe ser estable para una falla externa al área

protegida, donde el área de protección está regida por los transformadores de

corriente.

4.5 Coordinación de protecciones

Implementando la mayoría de protecciones mencionadas anteriormente para cada

elemento. Es momento de observar las protecciones que accionarán en el momento de

una falla en ciertos puntos críticos de la subestación. Se implementa el concepto de

coordinación selectiva para que las protecciones aguas arribas más cercana a la falla

sean las que se accionen. La coordinación de protecciones se lleva a cabo con el

software ETAP (diagrama de protecciones en anexo B.5).

La coordinación comienza ajustando los elementos que están más aguas abajo respecto

a la fuente, en este caso son las protecciones de las líneas de distribución. Las líneas de

distribución están protegidas con relés de sobrecorriente instantáneo (50) y temporizado

(51). Se utiliza el relé multifuncional SEL-351 dedicado para líneas y además este relé

posee protección direccional (especificaciones en anexo C.1).

Para la coordinación necesitamos extraer los siguientes datos de la simulación:

Corriente de Cortocircuito 5.67 kA

Corriente Nominal 125.5 A

Relación de transformación de TC 300/5

64

Figura 4-9. Falla trifásica en una línea de distribución 23kV

Figura 4-10. Secuencia de operación de los elementos de protección

65

Figura 4-11. Coordinación de curvas

Si se produce una falla en uno de los buses secundarios se debe aislar el bus fallado y

dejar el otro funcionando. El relé para la protección de buses es el SEL-487B (ver

características en anexo C.3) en base a la protección diferencial (87) y como respaldo

implementa protección de sobrecorriente (50/51).

De la simulación obtenemos los siguientes datos para ajustar el relé.




66

El tiempo de accionamiento de la protección diferencial es de 30ms que debe ser más

rápido que las protecciones de respaldo de sobrecorriente (50/51) que tienen un tiempo

de accionamiento de 200 ms.

Figura 4-12. Falla trifásica en bus secundario

Figura 4-13. Secuencia de operación de las protecciones

67

Figura 4-14. Coordinación de curvas

Si se produce una falla en el transformador, la protección encargada de protegerlo es el

relé SEL-387T (especificación en anexo C.2). Cuenta con una función diferencial (87) y

como respaldo están las funciones de sobrecorriente (50/51). El tiempo de accionamiento

de la función diferencial es de 10ms y las curvas de la función de sobrecorriente deberán

de actuar como respaldo.

De la simulación obtenemos los siguientes datos, la corriente está referida al lado

primario:




68

Figura 4-15. Falla trifásica en el transformador


El bus primario estará protegido por el relé SEL-487B, que también se ocupa para

proteger el bus secundario. El tiempo de accionamiento de la función diferencial es de

30ms.

Datos obtenidos por medio de la simulación de la falla en el bus primario:




69

Figura 4-17. Falla trifásica en la barra primaria


Finalmente, si se produce una falla en una de las líneas de subtransmisión 46 kV solo

debe de accionar el interruptor de potencia correspondiente a esa línea y dejar la otra

línea sana en funcionamiento, de esta manera aprovecharemos la redundancia. Para la

protección de las líneas utilizamos el relé SEL-351, el mismo que empleamos en las

líneas de distribución. Utilizamos la función direccional (67) polarizada por corriente. Los

tiempos de accionamiento dependerán de los ajustes que se especifican a las funciones

(50/51). Por lo que, de la simulación necesitamos los siguientes datos:

70




Figura 4-19. Falla en una línea de subtransmisión


71

Figura 4-21. Curva de accionamiento del relé SEL-351.

4.6 Cálculo de confiabilidad

El estudio de confiabilidad está basado en el método “Mínimo Conjunto de Cortes” para

elementos de primer orden propuesto en [1].

Se han analizado tres diseños de subestaciones de distribución para comparar cuál de los

tres presenta el diseño más confiable. La subestación radial es un diseño presentado en

[2], luego se analizaron los dos diseños propuestos en el presente trabajo de graduación.

Los datos más importantes que proporciona el estudio son “fs” que es frecuencia de

interrupciones del sistema por año del diseño y “rs” que es la duración en horas de la

interrupción.

72

Subestación Radial

Equipo Cantida

d

Frecuencia de

Fallas por año ( λ)

Duración (horas por

falla) ( r )

λr fs λr rs

Línea de 46 kV 1 1.37 0.617 0.84483

3

1.6946 25.769 15.20

7

Bus primario 1 0.0075 17.5 0.13125

Seccionadores

normalmente cerrados

18 0.0061 1.6 0.17568

Seccionadores

normalmente abiertos

9 0.0029 183 4.7763

Interruptores de potencia 9 0.0176 10.6 1.67904

Transformador de

potencia

1 0.0153 1178.5 18.0310

5

Bus Secundario 1 0.0075 17.5 0.13125

Tabla 4-4. Elementos de primer orden de Subestación radial

Subestación aislada en aire con doble

circuito de alimentación

Equipo Cantidad Frecuencia de

Fallas por año ( λ)

Duración

(horas por

falla) (r)

λr fs λr rs

Doble circuito de 46 kV 1 0.357 0.102 0.03629

5

0.6309 3.09

4

4.90

4

Bus primario 1 0.0075 17.5 0.13125

Seccionadores normalmente

cerrados

14 0.0061 1.6 0.13664


abiertos

6 0.0029 183 3.1842


Bus secundario 1 0.0075 17.3 0.12975

Trasformador de potencia 1 0.0153 1178.5 18.0310

5

Tabla 4-5. Elementos de primer orden Subestación aislada en aire

Subestación en Metalclad con doble

circuito de alimentación

Equipo Cantidad Frecuencia de

Fallas por año

( λ)

Duración

(horas por

falla) (r)

λr fs λr rs

Doble circuito de 46 kV 1 0.357 0.102 0.03629

5

0.47371

7

1.63

9

3.46

0

Bus primario 1 0.0075 17.5 0.13125


cerrados

6 0.0061 1.6 0.05856

73


abiertos

2 0.0029 183 1.0614


Interruptores de potencia en

Metalclad

4 0.0036 109 1.5696

Bus secundario en Metalclad 1 0.001917 17.3 0.03316

4

Transformador de potencia 1 0.0153 1178.5 18.0310

5

Tabla 4-6.Elementos de primer orden Subestación metalclad.

Resultado:

MÍNIMO CONJUNTO DE CORTES

Diseño Fs (interrupciones por año) Rs (horas)

Subestación radial 1.6946 15.207

Subestación aislada en aire 0.6309 4.904

Subestación metalclad 0.4737 3.460

Tabla 4-7. Comparación de confiabilidad

El análisis de confiabilidad pondera como diseño más confiable al que implementa celdas

metalclad con 0.5 interrupciones por año aproximadamente, estableciendo que cada diez

años de funcionamiento la subestación tendrá cinco interrupciones con una duración de 3

horas y media aproximadamente cada una. El diseño de subestación aislada en aire es el

segundo más confiable con 0.6309 interrupciones por año, casi seis interrupción por cada

diez año con una duración por interrupción de 5 horas aproximadamente. Finalmente, el

diseño menos confiable es el radial con 16 interrupciones por cada diez años

aproximadamente con una duración de 15 horas.

4.7 Diseño de planos

El detalle de planos de los dos diseños propuesto en el presente trabajo de graduación se

ve reflejado en su vista en planta y vista de perfil con sus respectivas secciones. Cada

diseño es una propuesta para la construcción de la subestación de distribución Apopa

localizada sobre el km17 1/2 carretera Troncal del Norte. El área total es de 63x45 m2, se

localiza un portón en la parte central del terreno que proporciona accesibilidad al recinto

para un camión grúa. Los espaciamiento entre cable se rigen bajo la norma IEEE

Std.C37.32 [3] mostrados en su tabla 5. Cada interruptor de potencia implementa

seccionadores bypass y la subestación implementa seccionadores de seguridad para

74

aislar la subestación en caso de mantenimiento. En ambos diseño se instala una caseta

de control para alojar los equipos de medición y protección. Además, los transformadores

estarán fijados, en su base, mediante pernos para cumplir requerimientos sísmicos altos

de IEEE Std. 693-1997 [10].

Los planos reflejan la vista en planta y vista de perfil con sus secciones de la subestación

aislada en aire en anexos B.6 y B.7 respectivamente.

También, los planos muestran la vista en planta y vista de perfil de subestación metalclad

en anexos B.8 y B.9 respectivamente.

4.8 Alumbrado exterior e interior de la subestación

De acuerdo con la tesis realizada en la Universidad de El Salvador [2], se toma de

referencia para establecer los parámetros mínimos requeridos con el tema de la

iluminación dentro y fuera del área de la subestación.

La iluminación exterior de la Subestación eléctrica comprende todas las zonas de tensión

eléctrica (bahías de entrada y salida, banco de transformación y otras áreas fuera de la

caseta de control) utilizando luminarias:

El nivel mínimo de iluminación en la subestación por bahía y aérea de

transformación debe ser de 30 luxes, para el presente diseño se utilizara

únicamente el tipo de luminaria LED para iluminación exterior de 70 W.

Los reflectores deben distribuirse correctamente en el área perimetral para

proporcionar una iluminación uniforme de la Subestación, se recomienda la

ubicación de estas en estructuras o postes independientes.

El alumbrado debe ser controlado en forma manual desde el tablero de servicios

propios en la caseta de control y/o automática por medio de contactores y

fotoceldas.

La iluminación interior comprende la sala de tableros y sala de baterías, las cuales deben

cumplir los siguientes requerimientos:

La sala de tableros deberá poseer un sistema de iluminación de emergencia con

alimentación de corriente directa independiente.

En cuanto al cumplimiento de Luxes necesarios para la caseta de control, el banco

de baterías y demás instalaciones interiores; se debe cumplir con un total de 300

75

Luxes para la Sala de baterías, Sala de control y tableros; por tanto, se instalaran

luminarias de techo de 4 x 36 W.

Finalmente, se presenta el diagrama de iluminación incluyendo un transformador de

servicio propio con capacidad de 75 kVA para controlar las luces y aire acondicionado que

se encuentra en la caseta de control, ver plano en anexo B.12.

4.8.1 Sistema de control y alumbrado inteligente

Un equipo eléctrico inteligente es un nuevo concepto que se ha introducido aprovechando

la oportunidad de las tecnologías de Web, este concepto se ha convertido en una solución

realmente efectiva para la mayoría de los usuarios. Para las luminarias a instalar en el

sistema de alumbrado de la subestación, se utilizarán el tipo de luminarias inteligentes,

que puedan ser fácilmente controlables y supervisadas por el equipo correspondiente a

dicho proceso. La siguiente imagen muestra un esquema de la configuración del equipo

inteligente:

Figura 4-22. Protocolo de Red de los Sistemas de Control de Equipos Eléctricos. Fuente:

Schneider Electric.

Para el proceso de control de las luminarias dentro de la subestación se instalarán un

grupo para iluminación pública o perimetral con control crepuscular, como por ejemplo el

IC Astro Light. El IC Astro Light (Ver Figura 4-23) se caracteriza por utilizar un interruptor

76

sensible a la luz, programable, que permite el encendido y apagado automático de

acuerdo a los tiempos de salida y puesta del sol. Aumenta la confiabilidad de la operación

de iluminación pública y genera ahorros energéticos potenciales desde un 8% a un 16%

sobre las soluciones tradicionales que utilizan un timer. Es más confiable que una

fotocélula puesto que la suciedad no lo afecta y es más fácil de instalar y de mantener.

Figura 4-23. IC Astro Light. Fuente: Schneider Electric.

Por medio de este dispositivo se dispondrá del control de encendido y apagado del

alumbrado dentro y fuera de las instalaciones para que su operación sea de manera

automática.

77

4.9 Referencias

[1] IEEE Std. 493-1997, "IEEE Recommended Practice for the Design of Reliable

Industrial and Commercial Power Systems," IEEE, 1997.

[2] Manuel Antonio Barahona y Angel Alberto Umaña, "Elaboración de propuesta de




[3] IEEE Std C37.32-2002, "American National Standard for High Voltage Switches, Bus

Supports, and Accessories Schedules of Preferred Ratings, Construction Guidelines,

and Specifications," IEEE, 2002.

[4] Enrique Harper, Elementos de diseño de subestaciones eléctricas, 2da edición.

[5] SEL. Schweitzer Engineering Laboratories. [Online]. https://www.selinc.com/

[6] IEEE Std C37.91-2000, "IEEE Guide for Protective Relay Applications to Power

Transformers," IEEE, 2000.

[7] IEEE Std C37.110-1996, IEEE Guide for the Application of Current Transformers

Used for Protective Relaying Purpose., 1996.

[8] IEEE Std. C62.92.4-2002, "IEEE Guide for the Application of Neutral Grounding in

Electrical Utiliy Systems, Part IV - Distribution," IEEE, 2002.

[9] IEEE Std. 32-1972, "IEEE Standard: Requirements, Terminology, and Test Procedure

for Neutral Grounding Devices," IEEE, 1972.

[10] IEEE Std.693-1997, "IEEE Recommeded Practice of Seismic Design of Substations,"

IEEE, 1997.

[11] Ever Atilio, Kevin Perez, y Alonso Coto, "Guía para la conexión del neutro del

sistema," Escuela de ingeniería Eléctrica, Universidad de El Salvador, San Salvador,

Proyecto de Ingeniería 2014.

78

CAPÍTULO 5

ESPECIFICACIÓN DE

EQUIPOS


Todos los equipos de nuestra

subestación deben de cumplir con los

requerimientos mínimos bajo condiciones

de operación según los datos

proporcionados por las normas

ANSI/IEEE.

Es por ello que en este capítulo se

muestran las tablas utilizadas para las

especificaciones de cada uno de los

equipos que conforma nuestra

subestación con los valores estándares

de voltaje nominal, corriente nominal,

corriente de cortocircuito, nivel de

aislamiento básico (BIL), entre otros.

79

CAPITULO 5. ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS

En este capítulo se explicará la función de cada uno de los elementos que conformará

nuestra subestación, utilizando los entandares ANSI/IEEE para cada una de las

especificaciones técnicas.

5.1 Transformador de potencia

La función primaria de un transformador de potencia es transformar la tensión del sistema

de un nivel nominal a otro, usualmente aumentando o disminuyendo el voltaje y la

corriente eléctrica.

Figura 5-1. Vista de frontal de un transformador de potencia.

80

Figura 5-2. Vista de perfil de un transformador de potencia.

Figura 5-3. Vista de planta de un transformador de potencia.

81

5.1.1 Partes que componen un transformador

De la Figura 5-1, Figura 5-2 e Figura 5-3 podemos mencionar:

1. Aislador del neutro de alta

tensión.

2. Ganchos para izaje del

transformador completo.

3. Aisladores de baja tensión.

4. Aisladores de alta tensión.

5. Tapa de inspección.

6. Tanque conservador.

7. Tapa de purga.

8. Indicador de mínimo nivel de

aceite.

9. Comando conmutador.

10. Termómetro de cuadrante.

11. Placa de características.

12. Ganchos para arrastre del

transformador.

13. Filtro interior con robinete para

extracción de muestras de aceite.

14. Ruedas orientables a 90º.

15. Borne para puesta a tierra.

16. Válvula para descarga rápida de

aceite.

17. Filtro prensa superior.

18. Válvula de alivio sobrepresión.

19. Tapa de purga.

20. Ventiladores.

21. Filtros prensa del tanque

conservador.

22. Secador de aire silica gel.

23. Placa de pesos.

24. Válvula de intercepción relé

Buchholz.

25. Relé Buchholz.

26. Bornera para aparatos auxiliares

superiores.

27. Bornera para aparatos auxiliares

inferiores.


29. Bornera para registradores de

temperatura en el hierro.

30. Vaina para termómetro de control.

31. Registrador de temperatura del

aceite.


33. Pernos para izaje de la tapa.

34. Válvulas de intercepción

radiadores (mariposa).

35. Radiadores.

5.1.1.1 Relé Buchholz

El relé tiene dos formas de detección. En caso de una pequeña sobrecarga, el gas

producido por la descomposición química del aceite se acumula en la parte de arriba del

relé y fuerza al nivel de aceite a que baje. Un switch flotante en el relé es usado para

disparar una señal de alarma. Este mismo switch también opera cuando el nivel de aceite

es bajo, como en el caso de una pequeña fuga del refrigerante.

82

En caso de producirse un arco, la acumulación de gas es repentina, y el aceite fluye

rápidamente hacia el conservador. Este flujo de aceite opera sobre el switch adjunto a una

veleta ubicada en la trayectoria del aceite en movimiento. Este switch normalmente activa

un circuito interruptor automático que aísla el aparato antes de que la falla cause un daño

adicional.

El relé de Buchholz tiene una compuerta de pruebas, que permite que el gas acumulado

sea retirado para realizar ensayos. Las proporciones relativas de gases permiten

diagnosticar el tipo de falla que produjo la descomposición del aceite. En caso de que se

encuentre aire, significa que el nivel de aceite es bajo, o bien que existe una pequeña

pérdida. El relé Buchholz se encuentra ubicado entre la cuba y el tanque conservador del

transformador (ver Figura 5-4)

Figura 5-4. Relé Buchholz

5.1.2 Impedancia

La impedancia estará dada dependiendo de la potencia nominal del transformador de

potencia como lo indica la norma IEC 60076-5 tabla 1.

Potencia nominal (kVA) Impedancia mínima de cortocircuito (%)

Hasta 630 4.0

631 a 1250 5.0

1251 a 2500 6.0

2501 a 6300 7.0

6301 a 25000 8.0

25001 a 40000 10.0

40001 a 63000 11.0

63001 a 100000 12.5

Arriba de 100000 12.5

Tabla 5-1. Valores estándar de impedancia de la norma IEC 60076-5.

83

5.1.3 Tipos de enfriamiento

Los transformadores están por lo general enfriados por aire o aceite capaz de mantener

una temperatura de operación suficiente baja y prevenir “puntos calientes” en cualquier

parte del transformador.

El aceite se considera uno de los mejores medios de refrigeración que tiene además

buenas propiedades dieléctricas y que cumple con las siguientes funciones:

Actúa como aislante eléctrico.

Actúa como refrigerante.

Protege a los aisladores solidos contra la humedad y el aire.

El enfriamiento de los transformadores se clasifica en los siguientes grupos:

5.1.3.1 Tipo OA

Sumergido en aceite, con enfriamiento natural. Este es el enfriamiento más comúnmente

usado y el que frecuentemente resulta el más económico y adaptable a la generalidad de

las aplicaciones. En estos transformadores, el aceite aislante circula por convección

natural dentro de un tanque con paredes lisas, corrugadas o bien previstos de enfriadores

tubulares o radiadores separables.

5.1.3.2 Tipo OA/FA

Sumergido en aceite con enfriamiento propio y con enfriamiento de aire forzado.

Este tipo de transformadores es básicamente una unidad OA a la cual se le han agregado

ventiladores para aumentar la disipación del calor en las superficies de enfriamiento y por

lo tanto, aumentar los KVA de salida.

5.2 Interruptor de potencia

El interruptor de potencia es un dispositivo electromecánico cuya función principal es la de

conectar y desconectar circuitos eléctricos bajo condiciones normales o de falla.

Adicionalmente se debe considerar que los interruptores deben tener también la

capacidad de efectuar recierres, cuando sea una función requerida por el sistema.

5.2.1 Clasificación de los interruptores

Los interruptores de potencia se pueden clasificar por:

5.2.1.1 Medio de extinción

El medio de extinción es aquel elemento del interruptor donde se desarrolla la

dinámica del arco eléctrico, que se presenta al separarse mecánicamente los

contactos.

84

5.2.1.1.1 Interruptores en SF6

Este método de extinción consiste en utilizar la energía eléctrica del arco para romper las

moléculas del aceite. Durante el arqueo, el aceite actúa como productor de hidrógeno, gas

que ayuda a enfriar y extinguir el arco.

Provee aislamiento de partes vivas con respecto a tierra, así también proporcionan el

aislamiento entre los contactos después que el arco se ha extinguido.

5.2.1.2 Ubicación de las cámaras.

5.2.1.2.1 Tanque vivo

Las cámaras se encuentran soportadas en columnas aislantes y éstas quedan separando

la parte energizada del potencial a tierra.

Dimensiones del interruptor tanque vivo:

Figura 5-5. Dimensiones del interruptor tanque vivo en mm.

85

5.3 Seccionador

Es un dispositivo de conmutación diseñado para abrir y cerrar uno o más circuitos

eléctricos por medio de contactos que se encuentran separados en el aire.

5.3.1 Tipos de seccionadores

5.3.1.1 Desconectador o seccionador

Es el dispositivo que se utiliza para cambiar las conexiones de un circuito o para aislar un

circuito o equipo de la fuente.

Aplicaciones:

Aislamiento de un interruptor de potencia.

Aislamiento del transformador de potencia.

Bypass.

Bus seccionado.

Dimensiones de un seccionador tripolar:

Figura 5-6. Dimensiones de un seccionador tripolar.

A B C D E F

762 533 714 2019 1575 368

Tabla 5-2. Dimensiones en mm del seccionador tripolar.

5.4 Celdas Metalclad

Las celdas de Media Tensión, son un encerramiento metálico en el cual se ubican equipos

de maniobra, medición, protección y control que cumplen la función de recibir y distribuir

la energía eléctrica.

86

Las celdas Metalclad son aptas para utilización en subestaciones eléctricas de

distribución, donde se requieren compartimientos separados para los diversos

componentes de media tensión con el fin de proporcionar un alto nivel de seguridad a las

personas y a las instalaciones, continuidad del servicio eléctrico, disminución de los

tiempos de salida de servicio por fallas.

Dimensiones:

Figura 5-7. Dimensiones de la vista lateral de la celda Metalclad.

Figura 5-8. Dimensiones de la vista en planta de la celda Metalcald.

5.5 Aisladores

Es una pieza o estructura de material aislante que tiene por objeto dar soporte rígido o

flexible a los conductores de la subestación eléctrica y proporcionan el nivel de

aislamiento requerido por el sistema. Deben soportar los diferentes esfuerzos mecánicos

y/o eléctricos a los que será sometida la subestación en condiciones normales de

operación (sobretensiones atmosféricas, vientos, cortocircuito).

87

5.5.1 Aislador de soporte

Aislador de porcelana de forma cilíndrica con faldones y con herrajes que permiten su

instalación rígida por ambos extremos.

Se utiliza como componente de cuchillas y como soporte de buses y equipo en

subestaciones.

Dimensiones:

Figura 5-9. Dimensiones del aislador TR-216, dadas en mm.

5.5.2 Aislador de suspensión.

Una unidad aisladora de suspensión es un ensamble de una pieza de porcelana y

herrajes metálicos, provista de medios de acoplamiento no rígidos, a otras unidades o

herrajes terminales.

Dimensiones:

Figura 5-10. Dimensiones del aislador de suspensión tipo Clevis ANSI 52-1, dadas en mm

88

5.6 Descargador (Pararrayo)

Son aquellos dispositivos destinados a absorber las sobretensiones producidas por

descargas atmosféricas, fallas y maniobras.

De acuerdo a la capacidad de la Subestación, los descargadores a utilizar pueden ser:

Clase Subestación: Para Subestaciones con potencia mayor o igual a 10MVA.

Clase Intermedia: Para Subestaciones con rangos de potencia menores a 10MVA.

Dimensiones:

Figura 5-11. Dimensiones del descargador de óxido de zinc.

Tensión nominal (kV), rms A (mm)

18-27 493

42-60 641

Tabla 5-3. Dimensiones de descargadores dependiendo del voltaje nominal.

5.7 Conductores

La función de un conductor eléctrico es transportar energía a un nivel de tensión

preestablecido y valores de corriente nominales. Es por ello que los elementos

constitutivos deben estar diseñados para soportar el efecto de la corriente, la tensión

aplicada y los agentes externos.

5.7.1 Conductor de aluminio con refuerzo de aleación de aluminio ACAR

Es un conductor compuesto por un núcleo de aleación de aluminio 6201-T81 e hilos de

aluminio 1350 H-19 cableados concéntricamente alrededor del núcleo. Algunas

construcciones tienen alambres de aleación y de aluminio distribuidos en la misma capa.

89

5.8 Transformadores de instrumentación

5.8.1 Transformador de corriente

La función de un transformador de corriente es la reducir, a valores normales y no

peligrosos, las características de corriente en un sistema eléctrico con el fin de permitir el

empleo de aparatos de medición normalizados, por consiguiente más económicos y que

pueden manipularse sin peligro.

Figura 5-12. Dimensiones de un transformador de corriente tipo soporte para 52 kV.

d I h Distancia de cebado Línea de fuga

Hasta 1250 A 30 700 1188 745 1823


primaria, dadas en mm.

Figura 5-13. Dimensiones del transformador de corriente tipo soporte para 36 kV.

90

d I Distancia de cebado Línea de fuga

Hasta 600 A 20 572 557.5 1290

600 Hasta 1250 A 30 672 557.5 1290


primaria, dadas en mm.

5.8.2 Transformador de potencial

Los transformadores de tensión contienen un solo núcleo magnético, y normalmente

están diseñados con tan solo un arrollamiento secundario. En caso necesario, los

transformadores de tensión puestos a tierra (monofásicos) disponen de un arrollamiento

de tensión residual adicional, aparte del arrollamiento secundario (arrollamiento de

medida).

Figura 5-14. Dimensiones del transformador de potencial.

Tipo h Distancia de cebado Línea de fuga Numero de aletas

4MS 36 880 760 1615 10

Tabla 5-6. Dimensiones del transformador de potencial para voltajes de 36 y 52 kV, dadas en mm.

91

5.9 Relé multifuncional

Los relevadores son dispositivos que se utilizan para detectar fallas en las líneas o en

equipos, e iniciar la operación de los dispositivos de interrupción para aislar la falla.

5.10 Especificación de los equipos

Para especificar los equipos es necesario conocer la corriente primaria y la corriente

secundaria , así también la corriente en cada alimentador .

√

√

√

√

√

√

Transformador de potencia

Voltaje primario 46 kV

Voltaje secundario 23 kV

Voltaje terciario 13.2 kV

BIL 250 kV

Potencia nominal 30/40/50 MVA

Potencia devanado terciario 10 MVA

Tipo de enfriamiento ONAN/ONAF1/ONAF2 ----

Frecuencia 60 Hz

Conexión Y/yn0/d1 ----

Impedancia 10% IEC 60076-5 tabla 1

Fases 3 ----

Aislante Aceite mineral ----

Cambiador de taps bajo carga Si ----

Taps 21 Posiciones

Rango de regulación de voltaje +/- 5% ----

Capacidad de conexión en

paralelo

Si ----

Temperatura ambiente 35 ºC

92

Altitud 643 m

Nivel Isoceráunico 100 días-trueno/año

Volumen de lluvia anual 483 mm

Nivel de contaminación Medio ----

Ambiente de operación Exterior ----

Nivel de contaminación Medio ----

Nivel sísmico Alto ----

Tabla 5-7. Especificación del transformador de potencia.

Transformador de puesta a tierra

Potencia continua 889.03 kVA/fase Potencia 10 segundos 4.106 MVA

Nº de fases 3 Tipo de Conexión Zigzag

Frecuencia 60 Hz Clase de Aislación Clase A - 105°C

Voltaje Nominal 46 kV Corriente de Neutro Continua 100.42 A

Corriente de Neutro 10 segundos 3.35 kA Refrigeración ONAN

Nivel de Aislamiento (BIL) Fase 250 kV cresta

Neutro 200 kV cresta

Impedancia Homopolar (4.106 MVA base) 2.62 % Tipo de conexión a tierra Permanente

Tipo de servicio Exterior

Tipo de líquido aislante Aceite sin PCB Norma IEEE Std. 32-1972

Tabla 5-8. Especificación del transformador de puesta a tierra

93

Interruptor de potencia (lado primario)

Voltaje nominal 48.3 kV IEEE std C37.06-2000 tabla 2

Corriente nominal 1200 A

Corriente de cortocircuito 12.5 kA

Nivel de aislamiento 150 kV IEEE std C37.06-2000 tabla 4

Tipo Tanque vivo ----

Medio de extinción SF6 ----


Tabla 5-9. Especificación del interruptor de potencia primario.

Interruptor de potencia (lado secundario)

Voltaje nominal 25.8 kV IEEE std C37.06-2000 tabla 2

Corriente nominal 2000 A

Corriente de cortocircuito 20 kA

Nivel de aislamiento 250 kV IEEE std C37.06-2000 tabla 4

Tipo Tanque vivo ----

Medio de extinción SF6 ----


Tabla 5-10. Especificación del interruptor de potencia secundario.

Seccionador (lado primario)

Voltaje nominal 48.3 kV IEEE std C.37.32-2002 tabla 1

Corriente nominal 1200 A IEEE std C.37.32-2002 tabla 3

Corriente de

cortocircuito

38 kA IEEE std C.37.32-2002 tabla 3

Nivel de aislamiento 250 kV IEEE std C.37.32-2002 tabla 1

Tipo Tripolar motorizado ----

Tipo de apertura Vertical/Horizontal ----


Tabla 5-11. Especificación del seccionador primario.

94

Seccionador (lado secundario)

Voltaje nominal 27 kV IEEE std C.37.32-2002 tabla 1

Corriente nominal 2000 A IEEE std C.37.32-2002 tabla 3

Corriente de

cortocircuito

44 kA IEEE std C.37.32-2002 tabla 3

Nivel de aislamiento 150 kV IEEE std C.37.32-2002 tabla 1

Tipo Tripolar motorizado ----

Tipo de apertura Vertical/Horizontal ----


Tabla 5-12. Especificación del seccionador secundario.

Celdas Metalclad

Voltaje nominal 27 kV IEEE std C37.20.2 tabla 1

Voltaje de prueba a frecuencia industrial 60 kV

BIL 150 kV

Corriente nominal 2000 A Corriente del interruptor

Tabla 5-13. Especificación de las celdas Metalclad.

Aislador de soporte

Clase TR-216

Distancias críticas (mm)

Distancia de fuga 1829

Valores mecánicos (kN)

Resistencia al cantiliver 7

Resistencia a la tensión 71.2

Resistencia a la torsión (in-lb) 15000

Resistencia a la compresión 111

Valores eléctricos (kV)

Voltaje típico de aplicación 69

Flameo de impulso critico positivo 390

Voltaje soportado a frecuencia industrial 10 s 145

Impulso soportado (BIL) 350

Radio influencia

95

Voltaje de prueba RMS a tierra (kV) 44

RIV máximo a 1000 kHz ( V) 200

Norma IEEE C29.9-1983 tabla 1

Tabla 5-14. Especificación del aislador de soporte.

Aislador de suspensión

Clase 52-1

Distancias criticas (mm)

Distancia de arco 114

Distancia de fuga 180

Valores mecánicos

Resistencia electromecánica (kN) 44

Resistencia al impacto (N.m) 5

Prueba de carga de rutina (kN) 22

Prueba de carga sostenida (kN) 27

Carga máxima de trabajo (kN) 22

Valores eléctricos (kV)

Flameo de baja frecuencia en seco 60

Flameo de baja frecuencia en húmedo 30

Flameo critico al impulso positivo 100

Flameo critico al impulso negativo 100

Voltaje de perforación a baja frecuencia 80

Radio influencia

Voltaje de prueba RMS a tierra (kV) 7.5

Norma ANSI/IEEE C29.2-1992 tabla 2.

Tabla 5-15.Especificación del aislador de suspensión.

Descargador (lado primario)

Tensión nominal 60 kV IEEE std C62.11-1999 tabla 4

Tensión de prueba a 60 Hz 120 kV

BIL 250 kV

96

MCOV 48 kV IEEE std C62.11-1999 tabla 1

Tipo Oxido metálico ----

Clase Subestación ----

Tabla 5-16. Especificación del descargador primario.

Descargador (lado secundario)

Tensión nominal 24 kV IEEE std C62.11-1999 tabla 4

Tensión de prueba a 60 Hz 70 kV

BIL 150 kV

MCOV 19.5 kV IEEE std C62.11-1999 tabla 1

Tipo Oxido metálico ----

Clase Subestación ----

Tabla 5-17. Especificación del descargador secundario.

Conductor ACAR (lado primario)

Calibre del conductor 550 MCM

Ampacidad 678 A

Sección 329.26 mm2

Numero de hilos 37 ----

Peso 906.1 Kg/km

Carga a la rotura 7534 Kgf

Resistencia 0.096 km

Tabla 5-18. Especificación del conductor primario.

Conductor ACAR (lado secundario)

Calibre del conductor 1500 MCM

Ampacidad 1268 A

Sección 760.06


Peso 2093 Kg/km

Carga a la rotura 14974 Kgf

Resistencia 0,04035 km

Tabla 5-19. Especificación del conductor secundario.

97

Cable semiaislado AAC a 25 kV

Calibre 3/0 AWG

Ampacidad 270 A

Sección 85.01 mm2


Espesor del aislamiento 4 mm

Diámetro exterior 21.3 mm

Peso 46 kg/100 m

Tabla 5-20. Especificación del cable semiaislado.

Relevador SEL 387T.

Funciones

de

protección

50N Sobrecorriente instantánea al neutro IEEE std. C37.2-1996

51N Sobrecorriente momentánea al neutro

50 Sobrecorriente instantánea

51 Sobrecorriente momentánea

87 Diferencial

Corriente

nominal

5 A Anexo C.2

Burden 0.27 VA

Voltaje de

alimentación

48 Vdc

Frecuencia 60 Hz

Tabla 5-21. Especificación del relé SEL 387T, ver anexo C.2.

Relevador SEL 487B

Funciones

de

protección

27 Bajo voltaje IEEE std. C37.2-1996

50N Sobrecorriente instantánea al neutro




98

59 Sobre voltaje

87 Diferencial

Corriente

nominal

5 A Anexo C.3

Burden 0.5 VA

Voltaje de

alimentación

48 Vdc

Frecuencia 60 Hz

Tabla 5-22. Especificación del relé SEL 487B, ver anexo C.3.

Relevador SEL 351

Funciones

de

protección

27 Bajo voltaje IEEE std. C37.2-1996

50N Sobrecorriente instantánea al neutro




59 Sobre voltaje

67 Direccional de corriente

87 Diferencial

Corriente

nominal

5 A Anexo C.1

Burden 0.27 VA

Voltaje de

alimentación

48 Vdc

Frecuencia 60 Hz

Tabla 5-23. Especificación del relé SEL 351L, ver anexo C.1.

Transformador de corriente del primario del transformador

RTC 1200:5 Ver anexo A.2

Clase C200

Potencia 3.12 VA

Burden 0.125

Tipo de instalación Intemperie

99

Tipo aislamiento Porcelana y aceite

dieléctrico

Nivel de voltaje 46 kV

Tabla 5-24. Especificación de TC primario del transformador.

Transformador de corriente del secundario del transformador

RTC 2000:5 Ver anexo A.2

Clase C200

Potencia 3.12 VA

Burden 0.125



dieléctrico


Tabla 5-25.Especificación de TC secundario del transformador.

Transformadores de corriente conectados al bus primario

RTC 800:5

Clase C200

Precisión B-0.2

Potencia 3.35 VA

Burden 0.134



dieléctrico


Tabla 5-26. Especificación de TCs conectados al bus primario.

Transformadores de corriente conectados a los alimentadores

RTC 300:5

Clase C200

Precisión B-0.2

Potencia 3.35 VA

100

Burden 0.134



dieléctrico


Tabla 5-27. Especificación de TCs conectados a los alimentadores.

Transformadores de corriente conectado al interruptor 73

RTC 600:5

Clase C200

Potencia 3.35 VA

Burden 0.134



dieléctrico


Tabla 5-28. Especificación de TCs conectados al interruptor 73.

Transformadores de corriente conectados al colector

RTC 800:5

Clase C200

Potencia 3.35 VA

Burden 0.134



dieléctrico


Tabla 5-29. Especificación de TCs conectados al colector.

Transformador de potencial primario

RTP 46000:120

Designación del burden X

Precisión 0.3 VA

101

Potencia 3.12 VA

Burden 0.125



dieléctrico

Tabla 5-30. Especificación del transformador de potencial primario.

Transformador de potencial secundario

RTP 25000:120

Designación del burden X

Precisión 0.3 VA

Potencia 3.12 VA

Burden 0.125



dieléctrico

Tabla 5-31. Especificación del transformador de potencial secundario.

102

5.11 Referencias

[1] IEEE Std. C37.06-2000, "AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical

Current Basis Preferred Ratings and Related Required Capabilities," 2000.

[2] IEEE Std. C57.12.10-1997, "American National Standard for Transformers 230 kV and

Below 833/958 through 8333/10 417 kVA, Three-Phase Without Load Tap Changing;

and 3750/4687 through 60000/80000/100000kVA with Load Changing," 1997.

[3] IEEE Std C37.32-2002, "American National Standard for High Voltage Switches, Bus

Supports, and Accessories Schedules of Preferred Ratings, Construction Guidelines,

and Specifications," IEEE, 2002.

[4] IEEE Std C37.20.2-1999, Standard for Metal-Clad and Station-Type Cubicle

Switchgear., 1999.

[5] IEEE Std. C29.9-1983, "Wet Process Porcelain Insulators (Apparatus, Post Type),"

1992.

[6] IEEE Std. C29.2-1992, "Wet Process Porcelain and Toughened Glass Suspension

Type," 1992.

[7] IEEE Std. C62.11-1999, "IEEE Standard for Metal-Oxide Surge Arresters for AC

Power Circuits (> 1 kV),".

[8] Viakon, Cables Distribución Aérea y Subterránea. Cable Semiaislado 15, 25, 35 kV.

Monterrey, México, 2014.

[9] IEEE Std. C57.13-1993, "IEEE Standard Requeriments for Instrument Transformer,"

1993.

[10] IEEE Std. C37.2-1996, "IEEE Standard Electrical Power System Device Function

Numbers and Contact Designation," 1996.

[11] IEEE Std. 32-1972, "IEEE Standard: Requirements, Terminology, and Test Procedure

for Neutral Grounding Devices," IEEE, 1972.

[12] Ing. Numa Pompilio Jiménez, "Diseño Confiable de Sistemas Eléctricos," Universidad

de El Salvador, San Salvador, Notas de clase 2014.

103

CAPÍTULO 6

DISEÑO DEL SISTEMA

DE PUESTA A TIERRA

BASADO EN IEEE STD 80


El buen diseño de la red de tierra para

subestaciones es de mucha importancia

principalmente para la seguridad de las

personas que trabajan en ella, así como

también para la buena operación de los

equipos de protección.

Para ello en este capítulo se han seguido

los pasos que se exponen en la IEEE std

80, los cuales nos muestran una manera

fácil para el cálculo de la resistencia a

tierra y de los voltajes críticos de la

malla, también siguiendo la

requerimientos normativos expuestos por

SIGET en el acuerdo Nº 29-E2000

emitido en el año 2000 para la

resistencia de puesta a tierra que debe

de tener nuestra subestación así como el

la elevación del potencial de tierra

(GPR).

104

CAPITULO 6. DISEÑO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA

BASADO EN IEEE STD 80

El principal objetivo de instalar un sistema de puesta a tierra es la seguridad para el

personal que utilice o maneje el sistema, también es importante para que el equipo

instalado sea protegido debido a fallas en el sistema o a descargas atmosféricas.

6.1 Parámetros de diseño

6.1.1 Corriente máxima a disipar por la malla ( )

El valor máximo de diseño de la corriente de falla a tierra que fluye a través de la malla de

la subestación hasta la tierra circundante está dado por:

Dónde:

= 5.08 (ver anexo B.5)

→ Factor de decremento dado en s.

→ Factor de división de corriente.

→ Factor de crecimiento futuro de la subestación, considera el incremento futuro de la

corriente de falla.

√

Ecuación 6-1

Dónde:

= 1 s (duración de la falla).

;

= 10, en el área de San Salvador es un valor típico o menor debido a que

en las líneas de transmisión no se transporta mucha energía y los cables de transmisión

no se dimensionan muy robustos.

se considera que es la unidad si la malla de puesta a tierra se construye teniendo en

cuenta la capacidad total de la subestación, y no se consideran aumentos futuros de

carga ni de alimentadores.

105

depende de:

Localización de la falla.

Magnitud de la resistencia de la malla de puesta a tierra de la subestación.

Cables de guarda, neutros u otras trayectorias de retorno por tierra.

( ) |

|

Ecuación 6-2

Dónde:

: es la impedancia equivalente de los cables de guarda de las líneas de transmisión o

subtransmisión y los números de alimentadores que se tiene en la subestación.

: Resistencia del sistema de puesta a tierra de la subestación.

A continuación se muestra un extracto de la tabla C.1 del apéndice de la norma IEEE Std

80-2000, en la cual nos muestra los valores de las impedancias equivalentes dependiendo

del número de líneas de transmisión o subtransmisión y de los alimentadores que tenga la

subestación.

Número de

líneas de

transmisión

Número de

neutros de

distribución

Zeq (ohms)

Rtg=15, Rdg=35

Zeq (ohms)

Rtg=100,

Rdg=200

2 1 0.685 + j0.302 2.18 + j0.442

2 2 0.455 + j0.241 1.63 +j0.324

2 4 0.27 + j0.165 1.09 + j2.08

2 8 0.15 + 0.10 0.685 + j0.122

2 12 0.10 + j0.07 0.47 + j0.087

Tabla 6-1. Impedancias equivalentes aproximadas de cables de guarda de líneas de transmisión y

neutros de distribución (alimentadores)

6.1.2 Geometría de la malla

Los espaciamientos típicos entre conductores (D) están en el rango:

3m ≤ D ≤ 15m

Las profundidades típicas (h) están en el rango:

0.5m ≤ h ≤ 1.5 m

Los calibres típicos de conductores (ACM) están en el rango:

2/0 AWG ≤ ACM≤ 500 MCM

106

El diámetro del conductor de la malla tiene un efecto despreciable sobre la tensión de

malla.

El área del sistema de puesta a tierra (A) es el factor más importante en la determinación

de la resistencia de malla ( ). Entre mayor sea A, menor será y por lo tanto, es menor

la elevación del potencial de tierra (GPR).

Según el acuerdo SIGET [3], el valor de GPR permitido es de 5,000 V. Se debe cumplir

este valor para estar dentro del rango legal.

6.1.3 Resistividad del terreno ( )

La resistencia de la malla y los gradientes de tensión dentro de una subestación están

directamente relacionados con la resistividad del terreno. En la visita técnica que se

realizó al lugar de la localización de la subestación se pudo observar que el terreno era de

características agrícolas, es por ello que se asumió una resistividad de que

corresponde a un terreno de naturaleza Humus como lo muestra la tabla 6.2

Naturaleza del terreno Resistividad en ohmios metros

Terrenos pantanosos 1-30

Humus 10-150

Limoso 20-100

Turba húmeda 5-100

Calizas blandas 100-300

Calizas compactas 1000-5000

Suelo pedregoso 1500-3000

Basalto o grava 2500-5000 Tabla 6-2. Resistividad de algunos tipos de suelo.

6.1.4 Resistividad de la capa superficial ( )

Una capa de alta resistividad sobre la superficie ayuda a limitar la corriente que pasaría

por el cuerpo humano, ya que esta capa agrega una resistencia a la resistencia promedio

del cuerpo. Una capa superficial con un espesor ( ) entre 0.1m ≤ ≤ 0.15m de un

material de alta resistividad como la grava colocada sobre la superficie más arriba de la

malla, incrementa la resistencia de contacto entre el suelo y los pies de las personas en la

subestación y la corriente por el cuerpo bajará considerablemente. La reducción depende

de los valores relativos de las resistividades del suelo en contacto con la malla, y del

espesor y material de la capa superficial.

107

Se introduce aquí el factor de disminución de la capa superficial ( ), que puede ser

considerado como un factor de corrección para calcular la resistencia efectiva del pie de

una persona en presencia de un material superficial de espesor finito.

(

)

Ecuación 6-3

Dónde:

→ Factor de disminución de la capa superficial.

→ Resistividad del terreno (Ω-m).

= 2500 Ω-m (Resistividad de la capa superficial).

→ Espesor de la capa superficial

6.1.5 Selección del tamaño del conductor

El tamaño del conductor en función de la corriente de falla que pasa por el conductor se

encuentra mediante la ecuación:

√

Ecuación 6-4

Dónde:

→ Área del conductor en MCM.

= 7 (tomado de la tabla 6.3) Constante para el conductor se ocupara cobre recosido

suave.

→ Tiempo de accionamiento de las protecciones.

(Corriente monofásica simétrica de falla a tierra en kA).

A continuación se muestra un extracto de la tabla 2 de la norma IEEE Std 80-2000 que

nos proporciona el valor de :

Material

Cobre, recosido suave 7.00

Cobre, comercial duro 7.06

Acero con revestimiento de cobre 10.45

Acero 1020 15.95

Tabla 6-3. Valores de las constantes de los conductores de la norma IEEE Std 80-2000.

108

Calibre del conductor Área nominal

Diámetro

MCM AWG

350 177.35 0.0015

300 152.01 0.0139

250 126.68 0.0127

211.6 4/0 107.22 0.0117

167.8 3/0 85.03 0.0104

133.1 2/0 67.44 0.0093

Tabla 6-4. Dimensiones de los conductores de puesta a tierra.

La norma IEEE Std 80-2000 nos dice de que se tiene que ocupar un calibre mínimo de 2/0

AWG de cobre ya que este debe de resistir los esfuerzos mecánicos esperados y la

corrosión.

6.1.6 Criterio de tensiones de toque y de paso tolerables

Los voltajes máximos tolerables por un cuerpo humano de 70 kg de peso corporal,

durante un circuito accidental no deben exceder los siguientes límites:

Tensión de paso límite tolerable por un cuerpo de 70 kg de peso corporal:

√

Ecuación 6-5

Tensión de toque límite tolerable por un cuerpo de 70 kg de peso corporal:

√

Ecuación 6-6

Dónde:

= 1000Ω → Resistencia promedio del cuerpo humano.

√ Corriente tolerable en función del tiempo por el cuerpo (A).

→ Duración del choque (s).

109

= → Resistencia a tierra de los 2 pies separados 1m en serie sobre la

capa superficial.

→ Resistencia a tierra de los 2 pies juntos en serie sobre la capa

superficial.

→ Factor de disminución de la capa superficial.

→ Resistividad de la capa superficial (Ω-m).

Las tensiones de paso y de toque reales deben ser menores que los respectivos límites

máximos permisibles (o tolerables) para obtener seguridad.

6.2 Ecuaciones de Schwarz para suelo homogéneo

Ecuación 6-7

Dónde:

→ Resistencia de tierra de los conductores de la malla en Ω.

→ Resistencia de tierra de todas las varillas de tierra en Ω.

→ Resistencia mutua entre el grupo de conductores de la malla y el grupo

de varillas de tierra , en Ω.

La resistencia de la malla está dada por:

( (

√ )

√ )

Ecuación 6-8

Ecuación 6-9

Ecuación 6-10

Dónde:

→ Resistividad del terreno Ω-m.

→ Longitud total de todos los conductores de la malla en m.

110

→ Profundidad de los conductores de la malla en m.

→ Diámetro del conductor de la malla en m.

→ Área cubierta por los conductores de la malla de tierra .

→ Largo, ancho de la malla en m.

La resistencia de las varillas de tierra está dada por:

( (

)

√ (√ )

)

Ecuación 6-11

Dónde:

→ Número de varillas de tierra.

→ Longitud de cada varilla en m.

→ Diámetro de la varilla en m.

La resistencia de tierra mutua entre la malla y las varillas está dada por:

( (

)

√ )

Ecuación 6-12

Según la tabla 22 del acuerdo Nº 29-E2000 emitido por la SIGET el valor requerido para

nuestra subestación según la capacidad de 50 MVA debe de ser de 1 Ω.

6.3 Tensión máxima de la malla (Em)

El valor de la tensión real de la malla se obtiene mediante la expresión:

Ecuación 6-13

Dónde:

→ Valor geométrico de espaciamiento de la malla, calculado así:

( (

)

(

))

Ecuación 6-14

111

Para mallas con varillas a tierra a lo largo del perímetro, o para mallas con varias varillas

de tierra en las esquinas, así como para ambas, = 1; donde es un factor de

corrección que ajusta los efectos de los conductores sobre la esquina de la malla.

Kh es un factor de corrección que tiene en cuenta los efectos de la profundidad de la

malla, dado por:

√

Ecuación 6-15

Con = 1m

n representa el número de conductores paralelos de una malla rectangular equivalente, y

está dado por:

Ecuación 6-16

; √

√ ; (

)

;

√

- Para mallas cuadradas: n = ya que

- Para mallas rectangulares: n =

- Para mallas en forma de L:

Dónde:

→Longitud total de los conductores de la malla en m.

→ Longitud del perímetro de la malla en m.

→ Longitud máxima de la malla en la dirección X, en m.

→ Longitud máxima de la malla en la dirección Y, en m.

→ Distancia máxima entre dos puntos cualesquiera de la malla, en m.

es el factor de irregularidad y se define como:

Ecuación 6-17

Para mallas sin varillas de tierra o para mallas con sólo unas pocas varillas esparcidas a

través de la malla pero ninguna localizada en las esquinas o a lo largo del perímetro, la

longitud efectiva enterrada ( ) es:

Ecuación 6-18

112

Dónde:

→ Longitud total de todas las varillas.

→ Número de varillas.

→ Longitud de cada varilla.

Para mallas con muchas varillas de tierra en las esquinas, así como a lo largo del

perímetro, la longitud efectiva enterrada ( ) es:

(

(

√

)

)

Ecuación 6-19

6.4 Tensión de paso ( )

La tensión de paso se calcula mediante:

Ecuación 6-20

Para mallas con o sin varillas de tierra, la longitud efectiva del conductor enterrado es:

[

]

Ecuación 6-21

6.5 Consideraciones del diseño preliminar

Si los cálculos basados en el diseño preliminar indican que pueden existir diferencias de

potencial peligrosas dentro de la subestación, se deben estudiar diferentes alternativas de

selección y aplicarlas donde sea adecuado.

Posibles alternativas de solución:

Disminuir la resistencia total de la malla:

Al disminuir Rg se disminuye el GPR y por lo tanto el voltaje máximo transferido. Esto se

puede lograr aumentando el área total de la malla (A), enterrando varillas de puesta a

tierra que penetren en capas de más baja resistividad.

113

Disminuir o ajustar los espaciamientos de los conductores de la malla (D):

Además de disminuir el espaciamiento D (lo cual aumenta la cantidad de conductor a

enterrar) también se puede pensar en extender el conductor de la malla por fuera de la

cerca, incrementar la cantidad de varillas perimetrales, enterrar dos o más conductores

paralelos a lo largo del perímetro, aumentar la profundidad de la malla.

6.6 Conexiones a la malla

Se deben emplear conexiones con la capacidad adecuada de corriente y resistencia

mecánica suficiente para la conexión entre:

Todos los electrodos de tierra, como mallas de puesta a tierra, varillas, pozos de

tierra (ver Figura 6-1).

Figura 6-1. Pozo de tierra de 9 metros de longitud.

Las conexiones entre las mallas se deben de realizar mediante soldaduras

exotérmicas (ver Figura 6-2).

114

Figura 6-2. Esquema de conexiones de la cuadricula con soldaduras exotérmicas.

Todas las partes conductivas que pueden accidentalmente llegar a

energizarse, como estructuras metálicas, cables de guarda, etc. Igualmente,

partes metálicas que pueden llegar a tener diferencias relativas de potencial con

otras partes metálicas y que deben tener enlaces con la malla de tierra.

Todas las fuentes de corriente, como descargadores, transformadores.

Las ventanas, puertas, pasamanos, tableros, etc, de la caseta de control también

deben conectarse a tierra.

6.7 Procedimiento de diseño de la red de tierra

Los pasos a ejecutar durante el diseño de mallas de puestas a tierra para una subestación

son los siguientes:

Paso 1: De los datos del terreno en el cual se va a construir la subestación se

obtienen el área y la resistividad del terreno (A, ).

Paso 2: Determinar el tamaño del conductor de la malla. La corriente de falla

debe ser la máxima esperada en el futuro y que será conducida por cualquier

conductor en el sistema de puesta a tierra, y el tiempo debe reflejar el tiempo de

despeje máximo posible (incluyendo el respaldo). .

Paso 3: Determinar las tensiones tolerables de toque y de paso para personas con

peso corporal de 70 kg, y .

Paso 4: Diseño inicial

115

Paso 5: Se calcula la resistencia de puesta a tierra preliminar del sistema en suelo

uniforme.

Paso 6: Se determina la corriente a disipar por la malla para evitar un

sobredimensionamiento de la malla de puesta a tierra, considerando sólo esa

porción de la corriente total de falla que fluye a través de la malla hacia una

tierra remota. La corriente debe reflejar el peor tipo de falla y localización, el

factor de decremento y cualquier expansión futura de la subestación. .

Paso 7: Si el GPR del diseño preliminar es menor que la tensión tolerable de

toque, no es necesario realizar más cálculos.

Paso 8: Si no se cumple la condición anterior, se calcula la tensión de malla y la

tensión de paso para la malla con suelo uniforme,

Paso 9: Si el voltaje de malla calculado es menor que la tensión tolerable de

toque, se requiere completar el diseño. Si la tensión de malla calculada es mayor

que la tensión tolerable de toque, el diseño debe ser modificado ?

Paso 10: Si ambas tensiones calculadas de toque y de paso son menores que las

tensiones tolerables, el diseño sólo necesita los refinamientos requeridos para

proporcionar acceso a las bajantes de los equipos. Si no, el diseño preliminar debe

ser modificado. ?

Paso 11: Si se exceden las tensiones tolerables de toque y de paso, es necesaria

la revisión del diseño de la malla. Estas revisiones pueden incluir espaciamientos

de conductores más pequeños, varillas adicionales de tierra, etc.

Paso 12: Diseño detallado, se muestran todos los equipos conectados a la malla

de tierra.

6.8 Diseño de la red de tierra

Paso 1:

A = 63*45=2835

Paso 2: tamaño del conductor.

√

deTabla 6-3, cable de cobre suave

116

√

El conductor será un 2/0 AWG con un diámetro

Paso 3: cálculo de

(

)

(

)

√

√

√

√

Paso 4: Diseño inicial

Geometría de la cuadricula:

m

Columnas: 5

Filas: 7

Configuración: S35

Profundidad de enterramiento (h): 1 m

Conductor enterrado sin varillas ( ): 774 m

Conductor enterrado con varillas ( ): 1026 m

Número de varillas ( ): 28

Longitud de la varilla ( ): 9 m

Diámetro de la varilla ( ): 1 plg= 0.0254 m

117

Perímetro de la maya ( ): 216m

Figura 6-3. Diseño de la cuadricula

Paso 5: cálculo de

Utilizando las ecuaciones de Schwarz

( (

√ )

√ )

118

( (

√ )

√ )

( (

)

√ (√ )

)

( (

)

√ (√ )

)

( (

)

√ )

( (

)

√ )

Paso 6: cálculo de

: tendrá un valor de 1

√

√

(

)

|

|

Como el valor de para dos líneas primarias con 6 alimentadores no se encuentra en

Tabla 6-1 es necesario hacer una interpolación con los valores de impedancia para 4 y 8

alimentadores para encontrar nuestro valor:

DeTabla 6-1:

119

|

|

Paso 7: comparar

Debido a que GPR es mayor se debe seguir con el procedimiento de cálculo.

Paso 8: cálculo de y

( (

)

(

))

√

√

; √

√ ; (

)

;

√

√

√

120

(

)

√

√

( (

)

(

))

(

(

√

)

)

( (

√ ))

[

]

[

]

121

Paso 9:

Si es menor, se procede al siguiente paso

Paso 10:

Si es menor, se procede al último paso que es el diseño de tallado de la red de tierra

Paso 11: diseño detallado

Se presenta la vista en planta de la red de tierra en anexo B.13 y la vista de perfil con su

respectiva sección A-A en anexo B.14.

6.9 Hoja de cálculo de la red de tierra

A continuación se muestra una herramienta para el cálculo de la red de tierra de nuestra

subestación, en la figura se muestra la hoja principal del software en la cual al ingresar los

datos de entrada damos un click en el botón “Diseñar” y nos muestra las tablas

resúmenes de los parámetros del diseño de la red de tierra.

Figura 6-4. Datos de entrada de hoja de cálculo.

122

Figura 6-5. Tabla resumen de los parámetros de diseño de la red de tierra.

123

6.10 Referencias

[1] IEEE Std. 80-2000, "IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding," 2000.

[2] Ramiro Castaño José Samuel and Cano Plata Eduardo Antonio, "SISTEMA DE

PUESTA A TIERRA: Diseñado con IEEE-80 y evaluado con MEF ," Colombia , 2010.

[3] SIGET, "Normas Técnicas de Diseño, Seguridad y Operación de las Instalaciones de

Distribución Eléctrica.," Normas Técnicas Y Consesiones, Superintendencia General

de Electricidad y Telecomunicaciones, San Salvador, Documento Anexo 2000.

[4] Ing. Numa Pompilio Jiménez, "Diseño de sistemas de puesta a tierra," Universidad de

El Salvador, San Salvador, Notas de clase 2014.

124

CAPÍTULO 7

HOJAS DE CÁLCULO:

PRESUPUESTO Y

CONFIABILIDAD


A partir del estudio de ingeniería básica

desarrollado en capítulos anteriores, es

momento de presentar el presupuesto

para el diseño y la construcción de la

subestación. La elaboración del

presupuesto se desarrolla sobre una hoja

de cálculo en Microsoft Excel.

También, se detalla el método de

confiabilidad Mínimo conjunto de cortes

aplicado a los diseños propuestos. Pero

está vez se anexa una hoja de cálculo en

Microsoft Excel como herramienta para

determinar el estudio de confiabilidad de

forma amigable.

Se eligió Microsoft Excel porque es una

herramienta muy eficaz que se puede

usar para manipular, analizar y presentar

datos. Y a su vez, cuenta con Visual

Basic para Aplicaciones (VBA), un

lenguaje de programación que nos

facilita la automatización de tareas

repetitivas.

125

CAPITULO 7. HOJAS DE CÁLCULO: PRESUPUESTO Y

CONFIABILIDAD

7.1 Presupuesto resumen para la construcción de la subestación

Como punto de partida para generar el presupuesto para el diseño y la construcción de la

subestación, se parte por definir el punto inicial como lo son los Costos de Ingeniería y

Costos por Supervisión. Seguido a esto, se debe definir un presupuesto por el Costo de la

Obra Electromecánica, además, definir un presupuesto para los Costos Obra Civil y por

último los Costos de los Materiales.

7.1.1 Costo de Ingeniería y Supervisión.

Los Costos por Ingeniería se refiere al trabajo realizado por el o los ingenieros

encargados de llevar a cabo el diseño y estudio previo para la construcción de la obra; en

otras palabras, los costos por ingeniería se refiere a todo los costos por la Ingeniería

Básica para el diseño de una subestación, esto conlleva a llevar a cabo los estudios

previos a la selección del terreno, estudio de impacto ambiental, trámites legales, diseño

de planos, etc.; por tanto, es importante que se identifiquen los detalles previos para el

diseño y construcción de la subestación.

Los Costos por Supervisión se refieren a todas aquellas actividades o trabajos antes y

durante la construcción de la obra electromecánica de la subestación. El supervisor o

grupo de supervisores encargados de realizar estas actividades deben de ser personal

altamente capacitado en la materia; a fin de que, cumplan con los requisitos

indispensables con que debe cumplir el constructor al llevar a cabo el proceso de montaje

de los equipos. Antes de la obra, es fundamental que el supervisor identifique los recursos

humanos, materiales, la documentación que se requiere para el proceso de construcción y

las capacidades técnicas para supervisar la buena instalación de los equipos.

COSTOS POR

INGENIERIA Y

SUPERVISION

Precio Unitario (US$) Indirectos (18%) Total

$22,964.38 $4,133.59 $27,097.97

Tabla 7-1. Costo por Ingeniería y Supervisión – Subestación Aislada en Aire.

COSTOS POR

INGENIERIA Y

SUPERVISION

Precio Unitario (US$) Indirectos (18%) Total

$50,000.00 $9,000.00 $59,000.00

Tabla 7-2 Costo por Ingeniería y Supervisión – Metal Clad.

126

7.1.2 Costos de la Obra Electromecánica.

Los Costos de la Obra Electromecánica se refieren a aquellas actividades por el montaje de los equipos que comprenden la subestación; o

en otras palabras, los costos por la mano de obra de la instalación. Se presenta dos presupuestos para cada propuesta de la subestación

diseñada en el presente trabajo de graduación, una para la subestación Aislada en Aire y otra para la subestación con MetalClad. Entre los

equipos que deben ser tomados en cuenta para la obra electromecánica, y así, para el presupuesto de esta parte son los siguientes:

ITEM DESCRIPCION Mano de

Obra US $

Materiales

para la

Instalación

TOTAL

1.0 Instalación de estructuras: pórtico de entrada línea a 46 kV $2,046.22 $14,687.23 $16,733.45

2.0 Instalación de estructuras: 2 buses primario con interruptor de potencia 46 kV $20,749.78 $59,235.57 $65,517.57

3.0 Iluminación y transformador de servicio propio $1,760.22 $6,122.63 $7,882.85

4.0 Instalación de estructuras: 2 transformador de potencia 50 MVA $21,446.46 $16,533.04 $37,979.50

5.0 Instalación de estructuras: 2 buses secundarios con interruptor de potencia 23 kV $35,906.62 $86,985.95 $122,892.57

6.0 Montaje de gabinetes, cargadores y bancos de baterías $2,085.05 $459.92 $2,544.97

7.0 Suministro e instalación de cableados $5,422.40 $12,375.04 $16,482.92

8.0 Red de tierra $25,790.00 $6,060.78 $31,850.78

9.0 Otros $6,640.40 $4,109.36 $10,749.76

PRESUPUESTO TOTAL DE OBRA ELECTROMECANICA $328,416.66

Tabla 7-3Detalle de Obra Electromecánica – Subestación Aislada en Aire.

127

ITEM DESCRIPCION Total Mano

de Obra US $

Materiales para

la Instalación

TOTAL

1.0 Instalación de estructuras: pórtico de entrada línea a 46 kV $2,046.22 $14,091.95 $16,043.97

2.0 Instalación de estructuras: 2 buses primario con interruptor de potencia 46 kV $20,570.26 $60,057.09 $70,495.86

3.0 Iluminación y transformador de servicio propio $1,580.70 $4,130.48 $5,711.18

4.0 Instalación de estructuras: 2 transformador de potencia 50 MVA $21,446.46 $6,219.78 $26,619.65

5.0 Instalación de estructuras: buses secundarios celdas Metalclad 23 kV $92,553.26 $120,887.91 $216,316.01

6.0 Montaje de gabinetes, cargadores y bancos de baterías $2,085.05 $459.92 $2,544.97

7.0 Suministro e instalación de cableados $5,422.40 $12,375.04 $16,482.92

8.0 Red de tierra $25,790.00 $3,360.25 $9,804.39

9.0 Otros $6,640.40 $4,109.36 $10,749.76

PRESUPUESTO TOTAL DE OBRA ELECTROMECANICA $315,132.93

Tabla 7-4. Detalle de Obra Electromecánica – Subestación con MetalClad.

7.1.3 Costos por la Obra Civil

Los costos por la obra civil se refieren a todas aquellas actividades para preparar el terreno donde se va a instalar la subestación.

Así también como la construcción de los tapiales o muros, las bases para el transformador, interruptor, caseta de control, la

ductería necesaria para el cableado subterráneo así como para la red de tierra, portón y las fundaciones, los drenajes para el

aceite del transformador, entre otros.

128

PRESUPUESTO POR OBRA CIVIL

DESCRIPCIÓN UNIDAD CANT. PRECIO UNITARIO SUB-TOTAL

Instalación provisionales y generales u 1 $5,500.00 $5,500.00

Muro de Concreto Perimetral m 216 $50.00 $10,800.00

Base de transformador u 2 $18,000.00 $36,000.00

Base de interruptor u 14 $2,500.00 $35,000.00

Pozo primario u 8 $890.00 $7,120.00

Caseta de Control u 1 $13,500.00 $13,500.00

Cisterna u 1 $5,000.00 $5,000.00

Construcción de pretil y suministro de grava # 1 u 1 $4,100.00 $4,100.00

Ductería a Caseta de Control u 1 $6,900.00 $6,900.00

Banco de ductos para cable de potencia u 1 $5,000.00 $5,000.00

Portón y fundaciones u 2 $3,500.00 $7,000.00

Agua potable, Letrina y drenajes u 1 $12,000.00 $12,000.00

Red de tierra u 1 $5,700.00 $5,700.00

Costo del Terreno ( 63 x 45 metros ) u 1 $30,000 $30,000

PRESUPUESTO TOTAL POR LA OBRA $182,358.36

Tabla 7-5. Detalle de Obra Civil

129

7.1.4 Costos de Equipos

Tal como lo dice su nombre, se refiere a los costos de los equipos que comprenden la subestación. En el capítulo 5 se han especificado

dichos equipos, para lo cual, solo se presentara el presupuesto para el presente apartado.

EQUIPOS DE SUBESTACION CANTIDAD PRECIO UNITARIO $ TOTAL $

Transformador de potencia 50 MVA, 46 /23 kV. 1 $1000,000.00 $1000,000.00

Transformador de corriente 300/5 (medición) 36 $1,500.00 $54,000.00

Transformador de corriente 600/5 6 $1,500.00 $9,000.00




Transformador de potencial 23000/120 V 6 $1,500.00 $9,000.00


Interruptor de potencia 48.3 kV 3 35,000.00 $105,000.00


Panel de control 1 $25,000.00 $25,000.00

Transformador de Servicio Propio 75 kVA, 23/14.4 kV. 1 $1,500.00 $1,500.00

130

Cuchillas tripolares de acción simultanea 48.3 kV 3 $6,100.00 $18,300.00

Cuchillas tripolares de acción simultanea 27 kV 8 $6,100.00 $48,800.00

Cuchillas de bypass para interruptores de potencia de 48.3 kV 4 $6,100.00 $24,400.00


Pararrayo Tipo Estación Para 46 kV 15 $800.00 $12,000.00

Pararrayo Tipo Estación Para 23 kV 9 $800.00 $7,200.00

Relé de Protección SEL 351(50/51n,50/51,27,59,67,81) 8 $3,000.00 $24,000.00

Relé de Protección SEL 487(50/51n,50/51,27,59,81) 3 $3,000.00 $9,000.00

Relé de Protección SEL 387(50/51n,81) 1 $3,000.00 $3,000.00

Relé de protección SEL 735 (medidor) 8 $1,500.00 $12,000.00

Relé de protección SEL 3530 (Controlador de Automatización en Tiempo Real) 1 $3,000.00 $3,000.00

Hidrocal 1008 ( Analizador-Medidor de Gas con Monitoreo para Transformador) 1 $5,000.00 $5,000.00

Sistema de Control de Subestación para comunicación con Sistema SCADA. 1 $35,000.00 $35,000.00

Cargador de Batería 12 V(dc) 1 $1,100.00 $1,100.00

131


Banco de Batería 12 V(dc) 2 $700.00 $1,400.00

Banco de Batería 48 V(dc) 2 $1,400.00 $2,800.00

Batería 12 V(dc) 2 $70.00 $140.00

Transformador de puesta a tierra 4.11 MVA 1 $150,000.00 $150,000.00

PRESUPUESTO TOTAL $21267,808.00

Tabla 7-6 Presupuesto para Equipos – Subestación Aislada en Aire.

EQUIPOS DE SUBESTACION CANTIDAD PRECIO UNITARIO $ TOTAL $

Transformador de potencia 50 MVA, 46 /23 kV 1 $1000,000.00 $1000,000.00







132



Panel de control 1 $25,000.00 $25,000.00

Transformador de servicio propio 75 kVA, 23/14.4 kV 1 $1,500.00 $1,500.00


Seccionadores tripolares 48.3 kV 6 $6,100.00 $36,600.00

Seccionadores tripolares 27 kV 3 $6,100.00 $18,300.00

Pararrayo tipo estación para 46 kV 15 $800.00 $12,000.00

Pararrayo tipo estación para 23 kV 9 $800.00 $7,200.00

Relé de protección SEL 351(50/51n,50/51,27,59,67,81) 8 $3,000.00 $24,000.00

Relé de protección SEL 487(50/51n,50/51,27,59,81) 3 $3,000.00 $9,000.00

Relé de protección SEL 387(50/51n,81) 1 $3,000.00 $3,000.00

Relé de protección SEL 735 (medidor) 8 $1,500.00 $12,000.00

Relé de protección SEL 3530 (Controlador de Automatización en Tiempo Real) 1 $3,000.00 $3,000.00

133

Hidrocal 1008 ( Analizador-Medidor de Gas con Monitoreo para Transformador) 1 $5,000.00 $5,000.00

Sistema de Control de Subestación para comunicación con Sistema SCADA. 1 $35,000.00 $35,000.00



Banco de Batería 12 V(dc) 2 $700.00 $1,400.00

Banco de Batería 48 V(dc) 2 $1,400.00 $2,800.00

Batería 12 V(dc) 2 $70.00 $140.00

Celdas Metal Clad con interruptor de potencia ( 10 unidades ) 10 $50,000.00 $500,000.00

Transformador de puesta a tierra 4.11 MVA 1 $150,000.00 $150,000.00

PRESUPUESTO TOTAL $21499,288.00

Tabla 7-7 Presupuesto para Equipos – Subestación MetalClad.

134

7.1.5 Resumen de Presupuesto

Descripción Cantidad Mano de Obra

Materiales Costo Sub total Imprevistos 5%

Indirectos 18%

TOTALES

Costos de Ingeniería y Supervisión 1 $22,964.38 $0.00 $22,964.38 $0.00 $4,133.59 $27,097.97

Costos de Obra Electromecánica. 1 $121,847.15 $206,569.51 $328,416.66 $10,328.48 $21,932.49 $360,677.62

Costo de Equipos Necesarios 1 $0.00 $2267,808.00 $2267,808.00 $113,390.40 $0.00 $2381,198.40

Costos de Obra Civil 1 $91,119.18 $91,119.18 $182,358.36 $4,555.96 $32,824.50 $219,738.82

PRESUPUESTO DE OBRA PROYECTO TOTAL $21801,547.40 $21988,712.81

Tabla 7-8 Tabla resumen de presupuesto por la construcción de la obra – Subestación Aislada en Aire.

Descripción Cantidad Mano de Obra

Materiales Costo Sub total Imprevistos 5%

Indirectos 18%

TOTALES

Costos de Ingeniería y Supervisión 1 $50,000.00 $0.00 $50,000.00 $0.00 $9,000.00 $59,000.00

Costos de Obra Electromecánica. 1 $178,134.75 $136,998.17 $315,132.93 $6,849.91 $56,723.93 $378,706.76

Costo de Equipos Necesarios 1 $0.00 $2499,288.00 $2499,288.00 $124,964.40 $0.00 $2624,252.40

Costos de Obra Civil 1 $91,119.18 $91,119.18 $182,358.36 $4,555.96 $32,824.50 $219,738.82

PRESUPUESTO DE OBRA PROYECTO TOTAL $31046,779.29 $31281,697.98

Tabla 7-9 Tabla resumen de presupuesto por la construcción de la obra – Subestación MetalClad.

135

7.2 Estudio de confiabilidad: Mínimo Conjunto de Cortes

Un mínimo conjunto de cortes se define por ser un conjunto de componentes que, si se

remueven del sistema, resulta en pérdidas de continuidad desde el punto de la carga que

se está analizando. Siguiendo el contexto, los componentes en un conjunto de cortes son

justo esos componentes cuyos cortes super-posicionados resultan en una interrupción, de

acuerdo a la definición adoptada de interrupción (la pérdida de la potencia eléctrica que

suple a una o más cargas).

Los conjuntos de corte conteniendo un solo componente son llamados conjuntos de

cortes de primer orden. Del mismo modo, los conjuntos de cortes conteniendo dos

componentes son llamados conjunto de cortes de segundo orden, y así sucesivamente.

La lista de los mínimos conjuntos de cortes se obtiene de los Modos de Falla y Análisis de

Efectos (FMEA) usado para registrar índices de los sistemas confiables. La frecuencia de

las fallas y la duración promedio de cortes puede ser registrado usando las siguientes

ecuaciones.

∑

Ecuación 7-1

∑

Ecuación 7-2

Dónde:

Es la frecuencia del evento “i” del conjunto de cortes.

Es la duración esperada del evento “i” del conjunto de cortes.

Una vez se conozcan la frecuencia y la duración de los varios conjuntos de cortes, se

podrá conocer de forma fácil la frecuencia de interrupción y la duración de interrupción en

el punto de carga.

La aplicación del mínimo conjunto de cortes a un sistema es muy útil para conocer el

número de fallas por año que espera tener una instalación. Además, se podrá conocer el

tiempo por falla (en hora por falla) que tendrá cada dispositivo y también de manera

promedio conocer cuánto tiempo deberá esperar si llegase a ocurrir una falla. Para ello,

se requerirá la definición de los siguientes términos:

136

Es la tasa de falla (fallas por año).

Es el tiempo promedio por falla (horas por falla igual al tiempo promedio para

reparar o reemplazar una pieza de un equipo después de una falla). En algunos casos,

este es el tiempo para accionar a un circuito alterno cuando esté disponible.

Los valores de tasas de falla y tiempo promedio de falla se exponen en IEEE Std. 493 [1]

y están basados en estudios estadísticos. Se ha elaborado una hoja de cálculo que

facilita el estudio de confiabilidad, solo se deben agregar los elementos de primer orden

que afectan a la continuidad del servicio desde la carga analizada

Figura 7-1. Hoja de cálculo para estudio de confiabilidad

El botón Referencia muestra las valores de tasas de falla y tiempo promedio de fallas de

diversos componentes, estos valores se obtuvieron de IEEE Std. 493 [1]. El botón Agregar

Elemento introduce los elementos de primer de orden seleccionándolos de una lista

desplegable, y adjunta los valores fallas por año y horas de inactividad por falla para cada

elemento. Una vez introducidos todos los elementos de primer orden, el botón Calcular

Confiabilidad determina la confiabilidad del sistema analizado.

137

7.3 Referencias

[1] IEEE Std. 493-1997, "IEEE Recommended Practice for the Design of Reliable

Industrial and Commercial Power Systems," IEEE, 1997.

138

CAPITULO 8. CONCLUSIONES

La confiabilidad del desarrollo de subestaciones en relación a nuevas tendencias de

diseño nos ha permitido elaborar una nueva forma de diseñar subestaciones de

distribución que supera el rendimiento de los esquemas tradicionales que existen en

nuestro país. La nueva propuesta realiza una subestación de 50 MVA, voltaje primario

46 kV y voltaje secundario 23 kV. El esquema requiere dos circuitos de entrada de 46

kV en el lado primario, un bus primario y un bus secundario ambos seccionados por

interruptores de potencia.

Para el desarrollo de nuestro modelo de subestación hemos logrado detectar el lugar

idóneo para la construcción de la misma, tal como lo exige la norma SIGET en el

acuerdo 29-E-2000. El lugar indicado es sobre el km 17 ½ carretera Troncal del Norte,

Apopa porque cumple los siguientes parámetros: temperatura ambiente de 35 ᵒC,

altitud de 643 msnm, nivel isoceráunico de 100 días-trueno/año, nivel de humedad

menor al 75%. Tener en cuenta que el nivel de contaminación es medio, la

precipitación de agua lluvia acumulada es de 483 mm y el nivel sísmico es alto.

La subestación Nejapa (existente) proporcionará dos circuitos de 46 kV y las líneas

recorrerán una distancia de 9.8 km aproximadamente.

Las tendencias modernas de subestaciones nos ha permitido elaborar el diseño de dos

formas de construir subestaciones y estas son: implementando interruptores tanque

vivo denominada subestaciones aislada en aire y el otro diseño mediante celdas

metalclad. Ambos diseños están basado en el esquema tipo “H” (como le hemos

denominado). Esquema que es redundante por contar con dos circuitos de

alimentación, el bus secundario está seccionado para brindar un respaldo a las cargas,

los circuitos de salida implementan cable semiaislado para evitar que el roce con los

árboles genere fallas. Además, trata de evitar las fallas generadas por animales que se

introducen a la subestación mediante los protectores anti-fauna tipo boquilla

termográfica y disco tipo rejilla. También, mantiene un registro de power quality a

través del SEL-735 y se establece una maniobrabilidad automática cuando se presenta

una contingencia.

139

Las propuestas de diseño expuestas permitieron determinar el modelo más confiable,

moderno y ejecutable para el esquema de una subestación de distribución, tal y como

lo planteamos en el documento y este modelo es el diseño con metalclad porque se

ajusta a la topología de la red (delta) mediante un transformador de potencia

estrella/estrella (Yyn0) con una bobina terciaria (Yd1) para evitar desfases angulares al

momentos de interconectarse con otra subestación, pero se instaló un transformador

de tierra con capacidad de 4.11 MVA en el bus primario para crear una referencia y

evitar que las corrientes de falla monofásica sean muy pequeñas. Además, el diseño

proporciona una excelente calidad de la señal porque la caída de voltaje es por debajo

del 3% bajo carga. También, la protección de cada equipo es primordial, por lo que la

protección aguas arriba con respecto a la aguas abajo tienen un diferencia de

coordinación de 200 ms. Por último, este diseño presenta ser el más confiable porque

en 10 años tendrá 5 interrupciones aproximadamente con una duración de la falla de 3

horas y media.

Todos los equipos a utilizar para la construcción y funcionamiento de nuestra

subestación han pasado los parámetros y han sido confrontados rigurosamente bajo

las normas ANSI/IEEE. Se ajustan a los niveles de voltaje nominal de operación 46 kV

o 23 kV atendiendo un nivel básico de aislamiento de 250 kV y 150 kV para su

respectivo nivel de voltaje. Además, están dimensionados para soportar las corrientes

nominales de 628 A en el lado primario y de 1255 A en el lado secundario, asimismo

para soportar corrientes de corto circuito de 5.15 kA y 5.67 kA encontradas en el bus

primario y bus secundario respectivamente. También, toman en cuenta las condiciones

ambientales encontradas en Apopa.

El buen diseño de la red de tierra en una subestación es importante principalmente

para la seguridad de las personas que ahí trabajan, por tal razón para el diseño de la

red de tierra en la subestación Apopa se han implementado los pasos expuestos en

IEEE 80 para obtener las condiciones de seguridad requeridas en esta norma (Em <

Etouch y Es < Estep). Se obtuvo un resistencia de malla de 1 Ω aproximadamente y un

GPR de 2,421 V que es menor a los 5000 V, con esto se cumple los requerimientos

legales expuestos en el acuerdo 29-E-2000 de SIGET.

140

El presupuesto final para la subestación aislada en aire es de $21988,712.81 y para la

subestación metalclad es $31281,697.98. La subestación metalclad siendo la más

confiable presenta un costo del 10% mayor con respecto a la subestación aislada en

aire. Por lo que, el diseño metalclad es el más idóneo para la construcción de la

subestación Apopa.

141

MEMORIAS DE CÁLCULO Anexo A

A.1 Transformador de puesta a tierra

El diseño del transformador de puesta a tierra está basado en IEEE Std. C62.92.4.

Paso 1: Especificar el nivel de tensión nominal del transformador de tierra.

Voltaje nominal: 46 kV

Paso 2: A partir de un análisis de cortocircuito, determinar la falla trifásica y potencia de

cortocircuito.

Falla trifásica:

Potencia de cortocircuito: √ √

Paso 3: El rango de diseño de la corriente de cortocircuito monofásica debe seleccionarse

entre el 60 al 100% de Icc trifásica para mantener un sistema efectivamente aterrizado

con 3Io < Icc trifásico.

Porcentaje seleccionado: 65%

Corriente monofásica:

Paso 4: Calcular las impedancias de secuencia a partir del circuito equivalente de diseño.

Determinar bases para el cálculo:

Potencia base:

Voltaje base:

Corriente base:

√

Impedancia base:

Tanto la impedancia de secuencia positiva (Z1) como la

impedancia negativa (Z2) tendrán el mismo valor.

Impedancia positiva y negativa:

Impedancia total:

Impedancia secuencia cero:

Paso 5: Calcular potencia del transformador de tierra. Un transformador de puesta a tierra

es requerido solamente para llevar una corriente de cortocircuito a tierra hasta que los

interruptores despejen la falla, es común especificar su potencia en un valor de corta

duración de 10 segundos.

142

Escala

tiempo

Conexión

Estrella – Delta

Conexión Zig-Zag

2.4 a 13.8kV 23 a 34.5 kV 46 kV 69kV 92kV

K3, para tres fases

10 segundos ….. 0.064 0.076 0.080 0.085 0.092

1 minuto 0.170 0.104 0.110 0.113 0.118 0.122

2 minutos 0.240 0.139 0.153 0.160 0.167 0.174

3 minutos 0.295 0.170 0.187 0.196 0.204 0.212

4 minutos 0.340 0.196 0.216 0.225 0.235 0.245

5 minutos 0.380 0.220 0.242 0.253 0.264 0.275

K1, para una unidad monofásica ( una de las tres en un banco)

1 minuto 0.057 0.033 0.037 0.040 0.043 0.046

2 minutos 0.080 0.046 0.051 0.055 0.060 0.064

3 minutos 0.098 0.057 0.064 0.068 0.074 0.080

4 minutos 0.113 0.065 0.073 0.078 0.084 0.091

5 minutos 0.127 0.073 0.082 0.088 0.095 0.102

Tabla A-1. Factores “k”

( )

Paso 6: Calcular impedancia de secuencias para potencia del transformador de tierra

obtenida del paso anterior.

Se elaboró una hoja de cálculo en Visual Basic Excel como herramienta para facilitar la

obtención de los datos anteriores.

143

Figura A-1. Hoja de cálculo para diseño de transformador de puesta a tierra

También se elaboró una hoja de cálculo para obtener todas las especificaciones técnicas

basadas en IEEE Std. 32-1972.

Figura A-2. Hoja de cálculo para especificación de transformador de puesta a tierra

144

A.2 Transformadores de instrumentación

Calculo de burden máximo para los TCs:

Cables de control

Longitud del cable (d)= 15m

Calibre: 10 AWG

Resistencia= 0.0038 /m

Corriente del secundario de los transformadores de corriente: 5 A

R= 2*15*0.0038= 0.0114

W=0.114*52=2.85 watts.

Para transformadores de instrumentación conectados al relé SEL 351L y SEL

387T

VAtotal=0.27+2.85=3.12 VA

Para transformadores de instrumentación conectados al relé SEL 487B

VAtotal=0.5+2.85=3.35 VA

VAtotal Este es el valor de carga total que manejaran los transformadores de

corriente del lado secundario

Calculo de la relación de transformación para los transformadores de

corriente conectados al transformador de potencia:

RTC= 1200:5

RTC= 2000:5

145

PLANOS DE DISEÑO Anexo B

B.1 SIMBOLOGÍA ...................................................................................................... 146

B.2 DIAGRAMA CONCEPTUAL DEL PROYECTO ............................................................ 147

B.3 DIAGRAMA UNIFILAR – SUBESTACIÓN AISLADA EN AIRE ........................................ 148

B.4 DIAGRAMA UNIFILAR – SUBESTACIÓN METALCLAD ................................................ 149

B.5 DIAGRAMA DE PROTECCIONES ............................................................................ 150

B.6 SUBESTACIÓN AISLADA EN AIRE – VISTA EN PLANTA ............................................. 151

B.7 SUBESTACIÓN AISLADA EN AIRE – VISTA EN PERFIL: SECCIÓN A-A Y SECCIÓN B-B . 152

B.8 SUBESTACIÓN METALCLAD – VISTA EN PLANTA .................................................... 153

B.9 SUBESTACIÓN METALCLAD – VISTA EN PERFIL: SECCIÓN A-A Y SECCIÓN B-B ........ 154

B.10 CELDAS METALCLAD .......................................................................................... 155

B.11 CONTROL DE LA SUBESTACIÓN ........................................................................... 156

B.12 ILUMINACIÓN ..................................................................................................... 157

B.13 RED DE TIERRA ................................................................................................. 158

B.14 DETALLE DE LA RED DE TIERRA ........................................................................... 159

146

B.1 Simbología

147

B.2 Diagrama conceptual del Proyecto

148

B.3 Diagrama unifilar – Subestación aislada en aire

149

B.4 Diagrama unifilar – Subestación metalclad

150

B.5 Diagrama de protecciones

151

B.6 Subestación aislada en aire – Vista en planta

152

B.7 Subestación aislada en aire – Vista en perfil: sección A-A y sección B-B

153

B.8 Subestación metalclad – Vista en planta

154

B.9 Subestación metalclad – Vista en perfil: sección A-A y sección B-B

155

B.10 Celdas metalclad

156

B.11 Control de la subestación

157

B.12 Iluminación

158

B.13 Red de tierra

159

B.14 Detalle de la red de tierra

160

HOJAS DE ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS DE Anexo C

PROTECCIÓN Y MEDIDA

C.1 SEL-351. Sistema de protección

163

C.2 SEL-387 Relé de protección de corriente diferencial y de

sobrecorriente

166

C.3 SEL-487B Protección por falla de bus

169

C.4 SEL-735 Medidor con Power Quality

172

C.5 SEL-3530 Controlador de Automatización en Tiempo Real

propuesta diseño confiable de subestación de distribución 46/23 kv

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